Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Режимы работы нефтепровода

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

• неритмичностью поставок нефти с промыслов;

• неравномерностью приема нефти нефтеперерабатывающими заводами;

• плановыми и внеплановыми остановками трубопровода и т. д. Производительность Q, которая устанавливается в нефтепроводе, определяется формулой (1).

(1)

Из нее видно, что величина Q при прочих равных условиях зависит от количества нефтеперекачивающих станций и величин коэффициентов А и В. В свою очередь, если оборудование на НПС однотипно, то при последовательном соединении насосов А = т_м*а_м и В = т_м*b_м, а при параллельном соединении А=а_м и В =

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

В подавляющем большинстве случаев насосы на нефтеперекачивающих станциях соединяются последовательно. Нередко они имеют роторы различного диаметра, а число включенных насосов на каждой станции различно. Учесть эти факторы можно, заменив произведения пА и пВ на суммы



; ; (2)

где п -- общее число магистральных насосов, установленных на j-й НПС; , -- коэффициенты напорной характеристики к-го магистрального насоса на j-й НПС; _jk -- индекс состояния к-го магистрального насосного агрегата j-й НПС. Соответственно, формула (1) принимает вид

(3)

Формула (3) позволяет рассчитать производительность нефтепровода при общем числе работающих насосов равном . Однако для нее безразлично, где эти насосы установлены: все на головной ПС, все на конечной НПС или как-то иначе. Кроме того, при изменении количества работающих магистральных насосов на НПС, эксплуатационные участки нефтепровода будут функционировать независимо друг от друга, то есть система становится гидравлически разомкнутой.

В действительности, величины подпоров и напоров на выходе нефтеперекачивающих станций должны удовлетворять условиям

(4)

(5)

где Н_тin, H_ПСmaxj -- разрешенные значения подпора и напора на выходе j-й НПС. Фактические значения подпора и напора на выходе с-й нефтеперекачивающей станции в пределах одного эксплуатационного участка определяются по формулам



(6)

(7)

Алгоритм расчета возможных режимов работы нефтепровода таков:

1) задаваясь количеством и номерами работающих на каждой НПС насосов (последнее учитывает возможное различие диаметров их роторов) по формуле (3) вычисляют производительность нефтепровода Q;

2) по формулам (6) и (7) рассчитывают подпоры H_j на входе и напоры H_ПСj на выходе каждой станции;

3) проверяют выполнение условий (4) и (5): если они выполняются для каждой станции, то такая комбинация включения насосов возможна, в противном случае -- нет.

В качестве примера рассмотрим режимы работы магистрального нефтепровода протяженностью L=436кми диаметром D = 0,704 м, по которому перекачивается нефть плотностью = 860 кг/м³ и вязкостью v = 15 мм^;/с. Нефтепровод оборудован тремя нефтеперекачивающими станциями, оборудованными однотипными насосами НМ 2500-230 с диаметром рабочего колеса D₂ = 405 мм. Подпор на головной перекачивающей станции обеспечивается насосами НПВ 2500-80 с диаметром рабочего колеса D₂ = 540 мм. Минимально допустимый подпор НПС составляет H_mjn = 35 м, а максимально допустимый напор НПС равен H_ПСmax = 780 м,

В табл. 1 приведены результаты расчета подпоров и напоров перекачивающих станций при различном количестве работающих насосов и комбинациях их включения.



Таблица 1 -- Напоры и подпоры нефтеперекачивающих станций при различных числах работающих насосов и комбинациях их включения

Номер режима	Общее число работающих основных насосов	Комбинация включения основных насосов на станциях	Q, m3/ч	ГНПС	НПС-2	НПС-3
				Н1, м	Н1, м	Н2, м	Н2, м	Н3, м	Н3, м
1	9	3-3-3	2272	83.7	729,1	82,4	727,7	85.4	730,7
2	8	3-3-2	2154	85,8	745,0	155,6	814,8	227,3	666,8
3		3-2-3		85.8	745,0	155,6	595.0	7,6	666,8
4	7	3-2-2	2024	87,8	761,3	23 1,9	680.9	150,9	599,9
5		3-3-1		87,8	761,3	231,9	905.4	375.4	599,9
6		3-1-3		87.8	761,3	231,9	456,4	-73,6	599,9
7	6	2-2-2	1879	89,9	548.8	82.3	541.1	71.4	530,3
8		3-2-1		89,9	778,3	311,7	770,6	300.9	530,3
9		3-1-2		89,9	778,3	311,7	541,1	71.4	530,3
10	5	2-2-1	1716	92,0	561,0	160,2	629,2	222,5	456,9
II		2-N2		92,0	561,0	160,2	-12,1	456,9	456,9
12		3-1-1		92,0	795.5	394,8	629,2	222,5	456,9
13		3-2-0		92,0	795,5	394.8	863,8	456,9	456,9
14	4	2-1-1	1529	94,0	573,4	241,6	481,3	140,6	380,3
15		2-2-0		94,0	573,4	241.6	721,0	380.3	380,3
16		3-0-1		94,0	813,1	481,4	481,4	140,6	380,3
17	3	1-1-1	1318	95,8	340.5	81,4	326,1	54.9	299,7
18		2-0-1		95,л	585.3	326,2	326.2	54,9	299,7
19		2-1-0		95,8	585,3	326,2	570,9	299,7	299,7
20		3-0-0		95,8	830,1	570,9	570,9	299,7	299.7
21	2	1-1-0	1026	97,5	347,8	164,2	414.5	215,6	215.6
22		1-0-1		97.5	347.8	164,2	164,2	-34.7	215,6
23	1	1-0-0	627	98,4	353.7	249,6	249.6	127,0	127.0

Нетрудно видеть, что:

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

2) часть этих комбинаций (режимы 3, 5, 6, 11-13, 16, 20. 22) «не проходит», так как не выполняются неравенства (8) и (9);



(8)

(9)

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

4) пропорционально общему числу насосов изменяется и производительность нефтепровода.

2. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода

Перекачивающие станции магистрального нефтепровода относятся к сложным и энергоемким объектам. Доля энергозатрат на перекачку составляет порядка 25...30% от годовых эксплуатационных расходов.

При отсутствии перекачивающих агрегатов с регулируемой частотой вращения ротора насоса эксплуатация нефтепровода производится на различных режимах, смена которых происходит дискретно при изменении вариантов включения насосов и перекачивающих станций.

При этом возникает задача выбора из ряда возможных режимов наиболее целесообразных.

Критерием выбора оптимальных режимов из числа возможных в пределах одного эксплуатационного участка является величина удельных энергозатрат на перекачку 1 т нефти Е_УД, вычисленная по формуле

(10)



где N_{ПОТР П}-- мощность, потребляемая подпорными насосами; N_ПОТРМ-- мощность, потребляемая к-м магистральным насосом на j-й НПС; Q -- производительность нефтепровода при выбранном числе насосов.

Величина потребляемой мощности находится по известным зависимостям

(11)

(12)

где h_n -- напор подпорного насоса при подаче Q; h_Mjk-- напор k-го магистрального насоса на j-й НПС при подаче Q;з_н ,з_э ,з_мех-- величины КПД соответственно насоса, электродвигателя и механической передачи.

Зависимость КПД насоса от подачи аппроксимируется полиномом вида

(13)

где к_1, к_2, к₃-- коэффициенты аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов.

КПД механической передачи может быть принят равным з_мех= 0,99.

Коэффициент полезного действия электродвигателя з_Э в зависимости от его загрузки определяется выражением

(14)

где r₁ , r₂ -- эмпирические коэффициенты; K₃-- коэффициент загрузки электродвигателя, равный отношению мощности на валу электродвигателя N_ЭЛ к его номинальной мощности N_ЭН



(15)

Рассмотрим характер изменения удельных энергозатрат от производительности нефтепровода. Пусть задан плановый объем перекачки V_ПЛ в течение некоторого времени t_ПЛ . В течение этого времени средний расход нефти в трубопроводе должен составлять Выполнение заданного плана возможно при циклической перекачке на двух режимах, удовлетворяющих условию

Q_a<Q_ПЛ<Q_B,

где Q_А, Q_В -- производительность трубопровода на первом и втором дискретных режимах.

Время работы нефтепровода на двух дискретных режимах определяется решением системы уравнений

(16)

откуда

; (17)

С учетом, что V_{ПЛ =} Q_ПЛ *ф_ПЛ окончательно получим

; (18)

Удельные затраты электроэнергии на перекачку в этом случае определяются выражением



(19)

В интервале расходов от Q_А до Q_B суммарные удельные энергозатраты, определяемые из выражения (19), изменяются по закону гиперболы (рис. 1).

Найденные для всех возможных режимов работы нефтепровода величины Е_УД наносят на график в зависимости от Q, после чего через минимальные значения Е_УД при каждом расходе проводится огибающая линия. Узловыми точками этой линии является множество рациональных режимов эксплуатации (рис. 2).

Рисунок 1 -- Зависимость удельных энергозатрат от расхода перекачиваемой нефти



Рисунок 2 - Определение границы области рациональных режимов

Порядок поиска узловых точек и построения огибающей приведенной на рис. 2, следующий:

1) определяется производительность перекачки Q_B, соответствующая режиму с минимальными энергозатратами Е_УДmin;

2) для каждого i-го режима перекачки, отвечающего условию Q_i > Q_B, рассчитывается значение производной

и находится ее минимальное значение. Режим, соответствующий и Q_i=Q_c, будет оптимальным в интервале расходов Q_B < Q < Q_C и является следующей узловой точкой огибающей линии, построенной по формуле (13);

3) далее новой нижней границей интервала расходов назначается значение Q_С и процедура поиска следующей узловой точки производится аналогично, начиная со второго пункта. Таким образом, из совокупности возможных режимов работы нефтепровода определяется ряд рациональных режимов, соответствующих узловым точкам огибающей линии ABCDEF.

С увеличением числа НПС и типов применяемых роторов магистральных насосов существенно возрастает и количество возможных режимов эксплуатации нефтепровода. Поэтому поиск рациональных режимов целесообразно выполнять с помощью ЭВМ.

Перекачка нефти по трубопроводам осуществляется циклически с производительностями, величина которых определяется плановым заданием или ограничениями на работу нефтепроводов (например, необходимостью снижения давления в связи с ремонтом магистрали без остановки перекачки).

3. Регулирование режимов работы нефтепровода

Необходимость регулирования режимов работы нефтепровода определяется:

1) переменной загрузкой нефтепровода, которая обусловлена различной закономерностью работы поставщиков нефти, нефтепровода и потребителей (НПЗ);

2) изменением реологических параметров нефти вследствие сезонного изменения температуры, а также состава нефтесмесей;

3) технологическими факторами: отключением электроснабжения на какой-либо НПС, отсутствием запасов нефти на головной станции или свободной емкости на конечном пункте и т. д.;

4) аварийными или плановыми ремонтными работами, вызванными повреждениями на линейной части, отказами оборудования НПС, срабатываниями защит.

Некоторые из этих факторов действуют систематически, другие -- периодически.

Из уравнения баланса напоров следует, что все методы регулирования можно условно разделить на две группы:

1) методы, связанные с изменением параметров нефтеперекачивающих 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;

2) методы, связанные с изменением параметров трубопровода:

· дросселирование;

· перепуск части жидкости во всасывающую линию (байпасирование);

· применение противотурбулентных присадок.

Изменение количества работающих насосов. При использовании этого метода достигаемый результат зависит не только от схемы соединения насосов, но и от крутизны характеристики трубопровода (рис. 3).

Рисунок 3 -- Совмещенная характеристика трубопровода и ПС при регулировании изменением числа и схемы включения насосов:

1 -- характеристика насоса: 2 -- напорная характеристика НПС при последовательном соединении насосов; 3 -- напорная характеристика НПС при параллельном соединении насосов; 4,5 -- характеристика трубопровода; 6 -- (з - Q) характеристика насоса при последовательном соединении; 7 -- (з - Q) характеристика насоса при параллельном соединении

Рассмотрим в качестве примера параллельное и последовательное соединение двух одинаковых центробежных насосов при работе их на трубопровод с различным гидравлическим сопротивлением.

Как видно из графических построений (см. рис. 3), последовательное соединение насосов целесообразно при работе на трубопровод с крутой характеристикой. При этом насосы работают с большей, чем при параллельном соединении, подачей (Q_B > Q_С), а также с более высоким суммарным напором и коэффициентом полезного действия. Параллельное соединение насосов более предпочтительно при работе на трубопровод с пологой характеристикой

(Q_F >Q_E, H_f>H_E, з_F> з_E)

Регулирование с помощью сменных роторов. Большинство современных магистральных насосов укомплектовано сменными роторами на подачу 0,5Q_H 0,7Q_H и 1.25Q_H, которые имеют различные характеристики (рис. 4).

Применение сменных роторов наиболее эффективно на начальной стадии эксплуатации нефтепровода, когда не все перекачивающие станции построены и трубопровод не выведен на проектную мощность (поэтапный ввод нефтепровода в эксплуатацию). Эффект от установки сменных роторов можно получить и при длительном уменьшении объема перекачки. В настоящее время на одной НПС нередко установлены насосы одного типа, но с разными диаметрами роторов, что обеспечивает возможность более тонкого регулирования производительности нефтепровода при различных сочетаниях их включения.



Рисунок 4 -- Характеристики центробежного насоса со сменными роторами

Обточка рабочих колес магистральных насосов по наружному диаметру применяется в трубопроводном транспорте нефти достаточно часто. В зависимости от величины коэффициента быстроходности n_s обточку колес можно выполнять в следующих пределах: при 60 < n_s < 120 допускается обточка колес до 20 % наружного диаметра; при 120< n_s <200 -- до 15%; при n_s = 200... 300 -- до 10%.

Пересчет характеристики магистрального насоса при обточке рабочего колеса выполняется по формулам подобия:

(20)

где Q_з h_мз и N_з -- подача, напор и потребляемая мощность, соответствующие заводскому диаметру рабочего колеса D_2(з) ; Q_У h_My и N_y -- то же при уменьшенном диаметре рабочего колеса D_2(У). Решая совместно две первые формулы (20), получаем соотношение



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

Кривая, построенная по ней, называется параболой подобных режимов. Точка пересечения параболы подобных режимов с заводской напорной характеристикой насоса R_з (рис. 3.27) принадлежит одновременно обеим кривым.

Рисунок 5 -- К расчету диаметра рабочего колеса магистрального насоса после обточки: 1 -- парабола подобных режимов; 2 -- напорная характеристика магистрального насоса до обточки; 3 -- то же после обточки

Поэтому мы вправе записать

(21)

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



Соответственно, напор насоса с обточенным колесом в подобной R₃ точке R_у составит

(22)

Так как требуемая величина h_My задана, а отношение расходов Q_y/Q_З связано с отношением диаметров колес D_2(y)/D_2(З) формулой (23),

(23)

то несложно получить

(24)

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

Изменение частоты вращения вала насоса -- прогрессивный и экономичный метод регулирования. Применение плавного регулирования частоты вращения роторов насосов на НПС магистральных нефтепроводов облегчает синхронизацию работы станций, позволяет полностью исключить обточку рабочих колес, применение сменных роторов, а также избежать гидравлических ударов в нефтепроводе. При этом сокращается время запуска и остановки насосных агрегатов. Однако, в силу технических причин, этот способ регулирования пока не нашел широкого распространения.

Метод изменения частоты вращения основан на теории подобия

(25)

где Q₁ h_M1 и N₁ -- подача, напор и потребляемая мощность магистрального насоса, соответствующая частоте вращения рабочего колеса n₁; Q₂ h_M2 и N₂, -- то же при частоте вращения рабочего колеса n₂.

При уменьшении частоты вращения характеристика насоса изменится и рабочая точка сместится из положения А₁, в A₂ (рис. 6).

В соответствии с (25) при пересчете характеристик насоса с частоты вращения п₁ на частоту n₂ получим следующие соотношения:

(26)

Сравнивая формулы (25) и (20), видим, что они подобны. Поэтому необходимое число оборотов вала для обеспечения напора h_M2 можем записать без вывода

(27)

Рисунок 6 -- Совмещенная характеристика нефтепровода и насоса при изменении частоты вращения вала:



1 -- парабола подобных режимов; 2 -- напорная характеристика магистрального насоса при частоте вращения n₁ ; 3 -- то же при частоте вращения n₂

Изменение частоты вращения вала насоса возможно в следующих случаях:

· применение двигателей с изменяемой частотой вращения;

· установка на валу насосов муфт с регулируемым коэффициентом проскальзывания (гидравлических или электромагнитных);

· применение преобразователей частоты тока при одновременном изменении напряжения питания электродвигателей.

Следует отметить, что изменять частоту вращения в широких пределах нельзя, так как при этом существенно уменьшается КПД насосов.

Метод дросселирования на практике применяется сравнительно часто, хотя и не является экономичным. Он основан на частичном перекрытии потока нефти на выходе из насосной станции, то есть на создании дополнительного гидравлического сопротивления. При этом рабочая точка из положения А₁ смещается в точку А₂ и расход уменьшается (рис. 7).

Целесообразность применения метода можно характеризовать величиной КПД дросселирования з_ДР , равного отношению полезно использованной мощности Q₂*gH₂ к затраченной мощности Q₂*pgH₁^*. Сократив Q₂*g , получим

где Н₂ -- напор, необходимый для ведения перекачки с расходом Q₂; Н₁^* - фактически затрачиваемый напор.



Рисунок 7 -- Совмещенная характеристика НПС и трубопровода при регулировании дросселированием и байпасированием:

1 -- характеристика трубопровода; 2-- суммарная напорная характеристика НПС; 3 -- характеристика з-Q магистрального насоса

С увеличением величины дросселируемого напора h_ДР значение з_ДР уменьшается. Полный коэффициент полезного действия насоса (НПС) определяется выражением з = з₂*з_ДР. Метод дросселирования уместно применять для насосов, имеющих пологую напорную характеристику. При этом потери энергии на дросселирование не должны превышать 2 % энергозатрат на перекачку.

Метод байпасирования (перепуска части жидкости во всасывающую линию насосов) применяется в основном на головных станциях. При открытии задвижки на обводной линии (байпасе) напорный трубопровод соединяется с всасывающим, что приводит к уменьшению сопротивления после насоса и рабочая точка перемещается из положения А₁ в А₃ (рис. 7). Расход Q_Б =Q₃ - Q₂, идет через байпас, а в магистраль поступает расход Q₂.

Коэффициент полезного действия байпасирования по определению составляет отношение полезно использованной мощности Q₂*gH₂ к затраченной мощности Q₃ *gH₂ . Сократив gH₂ , получим

магистральный нефтепровод насос ротор



(29)

Метод регулирования байпасированием следует применять в случае, если з_Б > з_ДР. Подставляя в данное неравенство выражения (28) и (29), после алгебраических преобразований получаем, что байпасирование экономичнее дросселирования, когда

то есть при крутопадающих характеристиках насосов.

4. Увеличение пропускной способности нефтепровода

В процессе эксплуатации магистральных нефтепроводов может возникнуть необходимость перераспределения грузопотоков транспортируемой нефти.

Выходом из сложившейся ситуации является либо строительство новых (параллельных) нефтепроводов, либо увеличение пропускной способности существующих магистралей.

Последний вариант можно реализовать изменением (Q-H) характеристики нефтеперекачивающих станций или линейной части трубопровода таким обратом, чтобы рабочая точка переместилась вправо. Это может быть достигнуто либо сооружением дополнительных НПС на линейных участках между существующими станциями (удвоением числа НПС), либо прокладкой дополнительных лупингов {применение противотурбулентных присадок рассмотрено выше).

Рассмотрим возможности каждого из методов на примере одного эксплуатационного участка.

Удвоение числа нефтеперекачивающих станций

Производительность нефтепровода, которая была до удвоения числа НПС, может быть определена по формуле (1). После того как количество НПС будет удвоено, в соответствии с уравнением баланса напоров

(30)

в нефтепроводе установится производительность

(31)

Поделив почтенно формулу (31) на (1) при N_Э =1 и имея в виду, что Q₁/Q = ч_НПС -- коэффициент увеличения пропускной способности при удвоении числа НПС, получим

(32)

Учитывая, что (h_П - z - h_ОСТ)<< nA, и обозначив можем записать выражение (32) в виде

(33)

Величина W представляет собой соотношение крутизны суммарной характеристики первоначального количества перекачивающих станций к крутизне характеристики трубопровода. В зависимости от типа используемых насосов, диаметра трубы и вязкости перекачиваемой нефти величина W может существенно изменяться.

Для удобства анализа полученного выражения предположим, что напор перекачивающей станции не зависит от подачи, то есть B = 0. Тогда формула (33) примет вид

(34)

Из формулы (34) видно, что при удвоении числа перекачивающих станций и сохранении их прежнего напора увеличение производительности нефтепровода зависит только от режима перекачки: при т = 1 ч_НПС= 2; при т = 0,25 ч_НПС= 1,49; при т = 0,1 ч_НПС= 1,44; при т = 0 ч_НПС= 1,41. Необходимо подчеркнуть, что этот способ увеличения производительности обеспечивает ее удвоение только при ламинарном режиме, который в практике эксплуатации магистральных нефтепроводов практически не встречается. При турбулентном режиме перекачки удвоение станций позволяет теоретически увеличить производительность на 41.. .49 %, то есть менее чем в полтора раза. Если же учесть, что В?0, то найденные величины ч_НПС будут несколько меньше. Прокладка лупинга

Из уравнения баланса напоров для трубопровода, имеющего лупинг длиной l_Л

(35)

следует, что его производительность составит

(36)



Соответственно, увеличение производительности произойдет в число раз, равное

(37)

Как и ранее, для удобства анализа примем, что W = 0. В результате формула (37) примет вид

(38)

Видно, что увеличение производительности в этом случае зависит оттого, какую долю от общей длины основной магистрали составляет лупинг, от соотношения диаметров лупинга и основного трубопровода, а также от режима перекачки.

В табл. 2 приведены расчетные величины ч_Л для случая, когда диаметры основной магистрали и лупинга равны.

Таблица 2 -- Увеличение производительности нефтепровода, достигаемое прокладкой лупинга того же дня метра

m		Величина при t/Lp	равном
	0,05	0,25	0,5	0,75	1,0
1	1.03	1,14	Тзз	1,60	2
0,25	1.02	1,12	1.28	1,53	">
ол	1.02	1,11	1,27	1.52	2
0	1,02	1,11	1.26	1,51	2

Видно, что прокладка лупинга, равного протяженности основного трубопровода, позволяет удвоить его пропускную способность независимо от режима течения. Очень важно, что такая величина ч_Л достигается без строительства дополнительных нефтеперекачивающих станций и поэтому построенный лупинг не является просто новым нефтепроводом.

Из формулы (38) можно выразить необходимую длину лупинга, обеспечивающего увеличение производительности нефтепровода в заданное число раз

(39)

Расчеты по формуле (39) показывают: такое же увеличение производительности, что и при удвоении числа НПС (ч_Л = ч_НПС) достигается при следующих длинах лупинга: при m = 1 l_Л = L_p; при m = 0,25 l_Л = 0,712L_p; при m = 0,1 l_Л = 0,683L_p; при m = 0 l_Л = 0,667L_p; то есть в зависимости от режима течения длина лупинга должна составлять от 66,7 до 100 % длины основной магистрали.

К сожалению, на увеличение пропускной способности нефтепроводов накладывается ряд ограничений. Так, нередко с целью снижения капиталовложений трубопроводы проектируют с уменьшающейся толщиной стенки (в соответствии с характером изменения давлений между станциями). В этих условиях удвоение числа НПС, приводящее к увеличению давления в середине перегонов, может оказаться невозможным. Проблематично увеличение числа нефтеперекачивающих станций и на трубопроводах, имеющих значительный срок эксплуатации, так как их стенка ослаблена накопленными дефектами.

На применение методов увеличения производительности определенные ограничения накладывает и оборудование, установленное на НПС. Покажем это на примере удвоения числа нефтеперекачивающих станций (рис. 8). Пусть первоначально рабочей точкой была точка А, которой соответствовала производительность Q_А После удвоения числа НПС производительность нефтепровода стала равной Q_В. Будет ли она находиться в пределах зоны максимальных КПД насосов? Будет, если первоначально нефтепровод работал с производительностью

(40)

При ламинарном режиме перекачки ; при турбулентном режиме в зоне гидравлически гладких труб -- 0,808Q_H,; в зоне смешанного трения --- 0,8330Q_H; в зоне квадратичного трения -- 0,849Q_H. Как видим, если режим течения ламинарный, то величина Q_B, при удвоении числа НПС всегда находится за пределами рабочей части характеристики насосов. При турбулентном же режиме величина Q_s может остаться в пределах рабочей зоны только тогда, когда первоначальная производительность нефтепровода Q_A составляла от 0,8 до 0,808...0,841 номинальной подачи насосов. Случай это относительно редкий, и поэтому мы можем сделать вывод, что при удвоении числа НПС вновь достигаемая производительность нефтепровода Q_B находится за пределами рабочей зоны насосов. Соответствующую ей рабочую точку назовем точкой В.

Рисунок 8 -- Совмещенная характеристика трубопровода и НПС при Н_ст ? const:



1 -- (Q-H} характеристика нефтепровода; 2-- (Q-H) характеристика нефтепровода с лупингом; 3 -- (Q-Н) характеристика НПС после регулирования (обеспечивает равенство О_с = 1,2Q_H)

Выход за пределы рабочей зоны приводит к уменьшению коэффициента полезного действия насосов и увеличению удельных затрат энергии на перекачку, что не всегда оправданно. Поэтому, если менять насосное оборудование не планируется, максимально допустимое увеличение производительности трубопровода должно быть не более ч_ДОП=1,2Q_H/Q_A. В этом случае рабочей точкой должна стать точка С. Добиться соответствующего прохождения суммарной характеристики НПС можно, если часть нефтеперекачивающих станций будет развивать меньший напор (работать меньшим количеством насосов, иметь насосы с меньшим диаметром рабочих колес и т. п.).

В качестве примера определим, какое общее число одинаковых насосов на НПС должно быть, чтобы производительность нефтепровода увеличилась в ч_доп. Учитывая, что А = m₀ * а_м и В = m_Q * b_м (где m_Q -- первоначальное общее количество работающих насосов на станциях рассматриваемого эксплуатационного участка), можем переписать формулу (3.48) в виде

(41)

После увеличения общего количества работающих насосов до т₁ по аналогии можем записать

(42)

Поделив (42) на (41), и обозначив Q₁ /Q₀ = ч_ДОП получаем



(43)

Учитывая, что (h_n-z- h_ОСТ) << m₀ a_M, и обозначив , можем переписать выражение (43) в виде

(44)

По формуле (44) можно найти только необходимое общее количество работающих насосов. Их распределение по станциям -- задача, решаемая с учетом ограничений на напоры и подпоры НПС.

Сопоставим теперь рассмотренные способы увеличения пропускной способности с точки зрения удельных затрат электроэнергии на 1 т перекачиваемой нефти. А. И. Гольянов показал [6], что если пренебречь энергозатратами на работу подпорных насосов, из формулы (10) следует

(45)

После удвоения перекачивающих станций (при Н_СТ = const)

(46)

Соответственно получаем



Если предположить равенство коэффициентов полезного действия насосов з_Н?з_Н^* (хотя на самом деле з_Н^*?з_Н ), электродвигателей з_Э?з_Э^* и механической передачи з_МЕХ?з_МЕХ^* до и после удвоения числа НПС, относительное увеличение энергозатрат составит

(47)

В случае применения лупинга прирост пропускной способности нефтепровода происходит за счет снижения гидравлического сопротивления линейной части, то есть без участия перекачивающих станций. В этом случае

; (48)

Какой же способ увеличения производительности нефтепроводов следует применять? Удвоение числа НПС позволяет увеличить пропускную способность не более чем на 40 %, тогда как прокладка лупингов позволяет практически удвоить производительность нефтепровода.

Применение лупингов имеет также следующие очевидные преимущества: 1) величина давления в трубопроводе не увеличивается; 2) удельные энергозатраты на перекачку остаются прежними, тогда как при удвоении числа НПС они также удваиваются. Однако для обеспечения очистки и диагностики лупингов требуется сооружение дополнительных камер пуска-приема СОД. Поэтому окончательное решение о выборе способа увеличения пропускной способности нефтепровода должно приниматься на основе экономического сравнения вариантов.



Выводы

За время прохождения производственной практики мною собран весь необходимый материал для курсового проектирования. А также изучена основная проектно-сметная документация.



Список использованной литературы

1. Алиев Р.А. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1988. 368 с.

2. Коршак А.А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. Спб.: Недра, 2008. - 488 с.

3. Земенков Ю.Д. и др. Справочник инженер по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов. М.: Инфра-Инженерия, 2006. -928 с.

4. Чухарева Н.В. и др. Определение количественных характеристик нефти и газа в системе магистральных трубопроводов. Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2010. - 311с.

5. СНиП 2.05.06-85*. Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы

Размещено на Allbest.ru