1. Классификация нефтепроводов. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода По своему назначению нефтепроводы подразделяются на три группы: внутренние – предназначенные для соединения различных объектов и установок на промыслах, нефтескладах и перекачивающих станциях; местные – соединяющие промыслы с головными сооружениями магистрального нефтепровода, нефтеперерабатывающие заводы с пунктами налива в железнодорожные цистерны или водный транспорт. Их протяженность может достигать нескольких десятков километров; магистральные – предназначенные для транспортирования больших грузопотоков нефти на значительные расстояния (до нескольких тысяч километров). Характеризуются наличием нескольких перекачивающих станций и относительной непрерывностью работы. Рабочее давление в магистральных нефтепроводах обычно достигает 5…7,5 МПа. Согласно нормам технологического проектирования ВНТП 2-86 к магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км, диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для перекачки товарной нефти из районов добычи или хранения до мест потребления (перевалочных нефтебаз, НПЗ, пунктов налива и др.) . В соответствии со строительными нормами и правилами СНиП 2.05.0685 магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса [16]: 1-й класс – Dу от 1000 до 1200 мм включительно; 2-й класс – Dу от 500 до 1000 мм; 3-й класс – Dу от 300 до 500 мм; 4-й класс – Dу менее 300 мм. В состав магистрального нефтепровода входят следующие комплексы сооружений (рис. 1) : подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти (промысловый нефтесборный пункт) с головными сооружениями трубопроводов; головная перекачивающая станция (ГПС), на которой производится прием нефти, ее учет и перекачка на следующую станцию; промежуточные перекачивающие станции (ПС), предназначенные для создания необходимого рабочего давления и дальнейшей перекачки; конечный пункт (КП), на котором осуществляется сдача нефти из нефтепровода, ее учет и распределение потребителям; линейные сооружения. 1 12 2 13 11 3 8 9 4 5 5 6 5 7 5 10 5 Рис. 1.1. Схема сооружений магистрального нефтепровода 1 - промыслы; 2 - нефтесборный пункт; 3 - подводящие трубопроводы; 4 - головная перекачивающая станция; 5 - линейная задвижка; 6 - подводный переход; 7 - переход под железной дорогой; 8 - промежуточная перекачивающая станция; 9 - надземный переход через овраг (ручей); 10 - конечный пункт нефтепровода (нефтебаза); 11 - пункт налива нефти в железнодорожные цистерны; 12 - перевалка на водный транспорт; 13 - пункт сдачи нефти на нефтеперерабатывающем заводе К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся: трубопровод, который в зависимости от условий прокладки (геологических и климатических) прокладывается в подземном (в траншее), наземном (в насыпи) либо в надземном (на опорах) вариантах. Для магистральных нефтепроводов обычно применяются стальные сварные трубы диаметром до 1220 мм. линейная запорная арматура, предназначенная для перекрытия участков нефтепровода при авариях и ремонте. В зависимости от рельефа местности интервал между линейными задвижками должен составлять 15…20 км. переходы через естественные и искусственные препятствия: подводные переходы (выполняются в две нитки при ширине водной преграды в межень 75 м и более); переходы через автомобильные и железные дороги, прокладываемые в защитных кожухах (футлярах); надземные переходы через овраги, ущелья и т. п.; устройства приема и пуска скребка, предназначенные для очистки трубопровода в процессе эксплуатации, а также для запуска и приема средств внутритрубной диагностики. Они размещаются на расстоянии до 300 км друг от друга и, как правило, совмещаются с перекачивающими станциями. Устройства приема и пуска скребка должны предусматриваться также на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км, и на отводах протяженностью более 5 км; станции противокоррозионной (катодной, дренажной) защиты трубопровода; линии связи и электропередачи. Линия связи имеет в основном диспетчерское назначение и является ответственным сооружением. Линия электропередачи (ЛЭП) предназначена для питания вспомогательных систем и станций катодной защиты (СКЗ); вдольтрассовые дороги, аварийно-восстановительные пункты (АВП), дома линейных ремонтеров, вертолетные площадки. 2. Перекачивающие станции. Основное оборудование перекачивающих станции Перекачивающие станции представляют собой сложный комплекс сооружений для подачи транспортируемой нефти в магистральный трубопровод. Они подразделяются на головную и промежуточные. Головная перекачивающая станция магистрального нефтепровода обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод. ГПС располагает резервуарным парком, вмещающим 2…3-х суточный запас производительности нефтепровода, подпорной насосной, узлом учета нефти, магистральной насосной, узлом регулирования давления, площадкой с предохранительными устройствами для сброса избыточного давления при гидравлических ударах, фильтрами-грязеуловителями, а также технологическими трубопроводами. Промежуточные перекачивающие станции предназначаются для поддержания необходимого давления в магистральном нефтепроводе в процессе перекачки. В отличии от ГПС в их состав, как правило, не входят резервуарный парк, подпорная насосная и узел учета. Расстановка перекачивающих станций по трассе выполняется на основании гидравлического расчета с учетом по возможности равномерного распределения давления на них. Среднее расстояние между станциями составляет: для первой очереди 100…200 км; для второй очереди 50…100 км. Оборудование перекачивающих станций условно разделяется на основное и вспомогательное. К основному оборудованию относятся насосы и их привод, а к вспомогательному – оборудование, необходимое для нормальной эксплуатации основного: системы энергоснабжения, смазки, канализация, отопление, вентиляция и т. д. 3. Эксплуатационные участки Магистральные нефтепроводы большой протяженности разбиваются на эксплуатационные участки длиной 400…600 км (рис. 1.2). На границах эксплуатационных участков располагаются перекачивающие станции, состав которых аналогичен ГПС, но с резервуарным парком меньшей вместимости (0,3…0,5 суточной производительности QСУТ). Эта емкость должна быть увеличена до 1,0…1,5 QСУТ в случае обеспечения приемо-сдаточных операций. ГПС ПС ПС 1-й экспл. участок ПС ПС ПС ПС (КП) 2-й экспл. участок Рис.1.2. Схема эксплуатационных участков магистрального нефтепровода Через цепь последовательно расположенных перекачивающих станций нефть поступает на конечный пункт. На КП производится прием нефти, её учет, перевалка на другие виды транспорта или сдача потребителю. Резервуарный парк КП должен иметь такую же вместимость, что и резервуарный парк ГПС. 4. Насосы применяемые на МН. Рабочие характеристики НА и ПС Для перекачки нефти по магистральным нефтепроводам разработан ряд нефтяных центробежных насосов серии НМ (нефтяной магистральный), отвечающих следующим требованиям: температура перекачки от –5 до 80°С (268…353К); вязкость перекачиваемой жидкости до 3·10-4 м2/с; содержание механических примесей до 0,06%. Диапазон номинальной подачи магистральных насосов серии НМ составляет 125…10000 м3/ч. Насосы с подачей до 1250 м3/ч являются секционными (многоступенчатыми) с рабочими колесами одностороннего входа. Насосы с подачей 1250 м3/ч включительно и выше – одноступенчатые спирального типа с двухсторонним подводом жидкости к рабочему колесу. Насосы секционного типа имеют низкое значение допустимого кавитационного запаса, что позволяет исключить применение подпорных насосов. В качестве подпорных насосов нормального ряда применяют насосы серии НМП (нефтяной магистральный подпорный) и серии НПВ (нефтяной подпорный вертикальный). Для вновь проектируемых магистральных нефтепроводов предпочтительней использовать вертикальные подпорные насосы. Как правило, магистральные насосные агрегаты соединяют последовательно по схеме – 2…3 рабочих насоса плюс один резервный. Соединение подпорных насосов выполняется по параллельной схеме – 1…2 рабочих насоса плюс один резервный. Суммарная подача работающих подпорных насосов должна соответствовать подаче магистрального насоса. В качестве привода для магистральных и подпорных насосов широкое распространение получили асинхронные и синхронные электродвигатели. В зависимости от исполнения электродвигателей они устанавливаются либо совместно в одном зале с насосами, либо в помещении, отделенном от насосного зала противопожарной стеной. Характеристиками центробежных насосов называются зависимости развиваемого напора H, потребляемой мощности N, коэффициента полезного действия η и допустимого кавитационного запаса Δh от подачи Q (рис. 1.3). Рис. 1.3. Характеристики центробежного насоса N,H,η, Δh N Рабочая зона ηmax H η Δh Q Характеристикой перекачивающей станции принято называть суммарную зависимость напорных характеристик H(Q) для всех работающих насосов на ПС. Для определения суммарной напорной характеристики нескольких параллельно работающих насосов складываются абсциссы характеристик H(Q) (рис. 1.4). H 1 3 2 Q Рис. 1.4. Суммарная характеристика H(Q) параллельно соединенных насосов 1 – одного насоса; 2 – двух насосов; 3 – трех насосов При последовательном соединении производится сложение ординат (напоров насосов), соответствующих одинаковым расходам Рис. 1.5. Суммарная характеристика H(Q) H последовательно соединенных насосов 3 1 – одного насоса; 2 – двух насосов; 3 – трех насосов Напорная характеристика центробежного насоса может быть описана уравнением параболы h a b Q 2 , где аи 1 b – коэффициенты, определяемые по заводской характеристике насоса. 2 Q При параллельном соединении p однотипных насосов их суммарная Q напорная характеристика имеет вид h a b p 2 . При последовательном соединении s однотипных насосов аналитическая зависимость суммарной напорной характеристики может быть представлена в виде h s a b Q 2 . S-количество последовательных насосов Если соединяемые насосы разнотипны, то коэффициенты для их суммарной характеристики при последовательном соединении можно определить по формулам s a ai ; i1 s b bi . i 1 5. Системы перекачки При постанционной перекачке нефть поочередно принимают в один из резервуаров перекачивающей станции, а откачивают из другого. Эта система позволяет достаточно точно учитывать перекачиваемую нефть по замерам уровня в резервуарах.Основной недостаток системы – большие потери от «больших дыханий», а также значительная металлоемкость. При перекачке через резервуар ПС нефть от предыдущей станции поступает в резервуар, который служит буферной емкостью, и одновременно из него откачивается. Вследствие перемешивания нефти в резервуаре потери от испарения также велики. При перекачке с подключенным резервуаром нефть через резервуар не проходит, поскольку он соединен с отводом от всасывающей линии станции. Уровень в резервуаре изменяется незначительно в зависимости от величины разности расходов, которые обеспечивают данная и предыдущая ПС. При равенстве этих расходов уровень нефти остается практически неизменным. Потери от испарения определяются суточными колебаниями температур (потери от «малых дыханий»). Система перекачки из насоса в насос осуществляется при отключении резервуаров промежуточных перекачивающих станций. Их используют только для приема нефти из трубопровода в случае аварий или ремонта. При отключенных резервуарах исключаются потери от испарения и полностью используется подпор, передаваемый от предыдущей ПС. Первые три из вышеперечисленных систем перекачки – следствие применения поршневых насосов для транспорта нефти, поскольку существенно уменьшается воздействие от гидравлического удара на трубопровод. При использовании центробежных насосов наиболее предпочтительна система перекачки из насоса в насос, так как она позволяет достичь полной синхронизации работы ПС. Таким образом, система перекачки из насоса в насос является основной и наиболее широко используемой на промежуточных ПС, расположенных внутри эксплуатационных участков. Перекачка с подключенным резервуаром применяется на перекачивающих станциях, расположенных на границах соседних эксплуатационных участков. Головная перекачивающая стация магистрального нефтепровода может работать по системе постанционной перекачки. 6. Исходные данные для технологического расчета НП Технологический расчет магистрального нефтепровода предусматривает решение следующих основных задач: определение оптимальных параметров нефтепровода. К ним относятся диаметр трубопровода, давление на перекачивающих станциях, толщина стенки трубопровода, число нефтеперекачивающих станций; расстановка станций по трассе нефтепровода; расчет эксплуатационных режимов нефтепровода. Для определения оптимальных параметров нефтепровода обычно задаются несколькими значениями его диаметра, после чего выполняются гидравлический и механический расчеты. Результатом этих расчетов является определение числа ПС и толщины стенки трубы для каждого конкурирующего варианта. Расчет эксплуатационных режимов заключается в определении производительности нефтепровода, давления на выходе станций и подпоров перед ними при условиях перекачки, отличающихся от проектных. Одновременно рассматриваются вопросы регулирования работы нефтепровода. Основными параметрами для технологического расчета являются: Расчетная температура транспортируемой нефти, принимаемая равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчетную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Для трубопровода большой протяженности трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае можно записать 1 n Т Р l i Ti , (1.1) L i1 где L – полная протяженность нефтепровода; li – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой Ti; n – число участков. Плотность нефти определяются на основании лабораторных анализов либо из справочных данных. Расчетная плотность при температуре Т=ТР определяется по формуле T 293 293 T , (1.2) 3 где – температурная поправка, кг/(м ∙К), =1,825 – 0,001315293 ; 293 – плотность нефти при 293К, кг/м3. Расчетная кинематическая вязкость нефти определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей: формула Вальтера (ASTM) lg lg( T 0,8) A B lg T , (1.3) где Т – кинематическая вязкость нефти, мм2/с; А и В – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости 1 и 2 при двух температурах Т1 и Т2 lg( 2 0,8) lg lg( 1 0,8) B ; A lg lg( 1 0,8) B lg T1 ; lg T2 lg T1 формула Филонова-Рейнольдса T 1 exp u T T1 , (1.4) где u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К ln 1 ln 1 ln 2 2 u . T2 T1 T2 T1 Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода NР определяется с учетом затрат времени на техническое обслуживание, ремонт и ликвидацию повреждений. Оно зависит от условий прокладки трубопровода, его протяженности и диаметра Механические (прочностные) свойства трубной стали, необходимые для определения толщины стенки нефтепровода. Укрупненные технико-экономические показатели: стоимость линейной части и оборудования ПС, стоимость электроэнергии, отчисления на амортизацию, текущий ремонт и собственные нужды, заработная плата персонала и т. д. 7. Основные зависимости для гидравлического расчета НП и определения потерь напора Расчетная часовая производительность нефтепровода определяется по формуле G год Q 10 9 , где Gгод – годовая (массовая) производительность 24 Nр нефтепровода, млн. т/год; – расчетная плотность нефти, кг/м3; Nр – расчетное число рабочих дней (табл. 1.3). Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, подбирается основное оборудование перекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы). По их напорным характеристикам вычисляется рабочее давление (МПа) g – ускорение свободного падения; P g hп mм hм 10 6 , где hп, hм – соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами; mм – число работающих магистральных насосов на перекачивающей станции. Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле 4 Qч Do , где wo – рекомендуемая ориентировочная скорость 3600 w o перекачки, определяемая из графика ( По значению Do принимается ближайший стандартный наружный диаметр Dн. Для дальнейших расчетов и окончательного выбора диаметра нефтепровода назначаются несколько (обычно три) смежных стандартных диаметра. Вычисленное значение толщины стенки трубопровода о округляется в большую сторону до стандартной величины из рассматриваемого сортамента труб. Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле D = Dн – 2. Гидравлический расчет нефтепровода выполняется для каждого конкурирующего варианта. Результатом гидравлического расчета является определение потерь напора в трубопроводе. м3/ч Потери напора в трубопроводе При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу напор, развиваемый насосами перекачивающих станций, расходуется на трение жидкости о стенку трубы h, преодоление местных сопротивлений hмс, статического сопротивления из-за разности геодезических (нивелирных) отметок z, а также создания требуемого остаточного напора в конце трубопровода hост. Полные потери напора в трубопроводе составят H = h + hмс + z + hост. (1.10) Следует отметить, что по нормам проектирования расстояния между линейными задвижками составляют 15…20 км, а повороты и изгибы трубопровода плавные, поэтому доля местных сопротивлений невелика. С учетом многолетнего опыта эксплуатации трубопроводов с достаточной для практических расчетов точностью можно принять, что потери напора на местные сопротивления составляют 1…3% от линейных потерь. Тогда выражение (1.10) примет вид H = 1,02h + z + hост. (1.11) Под разностью геодезических отметок понимают разность отметок конца и начала трубопровода z = zк – zн . Величина z может быть как положительной (перекачка на подъем), так и отрицательной (под уклон). Остаточный напор hост необходим для преодоления сопротивления технологических коммуникаций и заполнения резервуаров конечного пункта (а также промежуточных перекачивающих станций, находящихся на границе эксплуатационных участков). Потери напора на трение в трубопроводе определяют по формуле ДарсиLp w 2 Вейсбаха h , либо по обобщенной формуле Лейбензона D 2g h m Q 2 m L p , где Lр – расчетная длина нефтепровода; D 5 m D – внутренний диаметр трубы; w – средняя скорость течения нефти по трубопроводу; Q – расход нефти. – расчетная кинематическая вязкость нефти; – коэффициент гидравлического сопротивления; , m – коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона. Значения , и m зависят от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы. Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса w D 4Q , (1.14) Re D При значениях Re<2320 наблюдается ламинарный режим течения жидкости. Область турбулентного течения подразделяется на три зоны: Гидравлически гладкие трубы 2320<Re<Re1; Зона смешанного трения Re1<Re<Re2; Квадратичное (шероховатое) трение Re> Re2. Значения переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 определяют по формулам 10 500 Re1 ; Re 2 , k k где k k Э / D – относительная шероховатость трубы; kЭ – эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы 8. Потери напора на трение. Гидравлический уклон. При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу напор, развиваемый насосами перекачивающих станций, расходуется на трение жидкости о стенку трубы h, преодоление местных сопротивлений hмс, статического сопротивления из-за разности геодезических (нивелирных) отметок z, а также создания требуемого остаточного напора в конце трубопровода hост. Полные потери напора в трубопроводе составят H = h + hмс + z + hост. (1.10) Следует отметить, что по нормам проектирования расстояния между линейными задвижками составляют 15…20 км, а повороты и изгибы трубопровода плавные, поэтому доля местных сопротивлений невелика. С учетом многолетнего опыта эксплуатации трубопроводов с достаточной для практических расчетов точностью можно принять, что потери напора на местные сопротивления составляют 1…3% от линейных потерь. Тогда выражение (1.10) примет вид H = 1,02h + z + hост. (1.11) Под разностью геодезических отметок понимают разность отметок конца и начала трубопровода z = zк – zн . Величина z может быть как положительной (перекачка на подъем), так и отрицательной (под уклон). Остаточный напор hост необходим для преодоления сопротивления технологических коммуникаций и заполнения резервуаров конечного пункта (а также промежуточных перекачивающих станций, находящихся на границе эксплуатационных участков). Потери напора на трение в трубопроводе определяют по формуле ДарсиLp w 2 Вейсбаха h , D 2g либо по обобщенной формуле Лейбензона h где m Q 2 m D 5 m Lp , Lр – расчетная длина нефтепровода; D – внутренний диаметр трубы; w – средняя скорость течения нефти по трубопроводу; Q – расход нефти. – расчетная кинематическая вязкость нефти; – коэффициент гидравлического сопротивления; , m – коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона. Значения , и m зависят от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы. Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса w D 4Q , (1.14) Re D При значениях Re<2320 наблюдается ламинарный режим течения жидкости. Область турбулентного течения подразделяется на три зоны: Гидравлически гладкие трубы 2320<Re<Re1; Зона смешанного трения Re1<Re<Re2; Квадратичное (шероховатое) трение Re> Re2. Значения переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 определяют по формулам 10 500 , Re1 ; Re 2 k k где k k Э / D – относительная шероховатость трубы; kЭ – эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы Гидравлическим уклоном называют потери напора на трение, отнесенные к единице длины трубопровода w2 m Q 2m h H 1,02 i L p z h ост . i . D 2g Lp D 5m (1.16) Рис. 1.7. Графическое представление линии гидравлического уклона 1,02·i·Lp H hОСТ z Lp Как видно из рисунка, линия гидравлического уклона показывает распределение напора по длине трубопровода. Напор в любой точке трассы определяется вертикальным отрезком, отложенным от линии профиля трассы до пересечения с линией гидравлического уклона. При графических построениях (расстановке ПС на профиле трассы) положение линии гидравлического уклона должно учитывать надбавку на местные сопротивления. 9. Перевальная точка и расчетная длина НП Перевальной точкой называется такая возвышенность на трассе нефтепровода, от которой нефть приходит к конечному пункту нефтепровода самотеком. Таких вершин в общем случае может быть несколько. Расстояние от начала нефтепровода до ближайшей из них называется расчетной длиной нефтепровода. Рассмотрим это на примере нефтепровода протяженностью L, диаметром D и производительностью Q (рис. 1.9). Прежде чем приступить к расстановке перекачивающих станций по трассе нефтепровода, необходимо исследовать трассу на наличие перевальной точки. Для этого на сжатом профиле трассы в соответствии с выбранными масштабами длин и высот строится прямоугольный треугольник, изображающий потери напора на некотором участке трубопровода. Построения выполняются в следующем порядке: В горизонтальном масштабе откладывается отрезок ab, соответствующий участку нефтепровода длиной l; Определяется значение потерь напора на трение (с учетом надбавки на местные сопротивления) для участка длиной l l w2 m Q 2 m h l 1,02 1,02 l 1,02 i l . D 2g D 5 m Из точки a перпендикулярно вверх откладываем отрезок ac , равный величине hl в масштабе высот. Соединив точки b и c, получим треугольник abc, называемый также гидравлическим треугольником. Его гипотенуза bc определяет положение линии гидравлического уклона в выбранных масштабах. Рис. 1.9. Графическое определение перевальной точки Н c i hl 2 a b l ПТ zПТ 1 zН zК hОТ hОФ lПТ L и расчетной длины нефтепровода Из конечной точки трассы с учетом требуемого остаточного напора hОТ параллельно гипотенузе bc проведем линию гидравлического уклона 1. Ее пересечение с линией профиля указывает на наличие перевальной точки. Для ее определения проведем параллельно линию гидравлического уклона 2, с расчетом, чтобы она касалась профиля и нигде его не пересекала. Место касания линии 2 с линией профиля обозначает положение перевальной точки, определяющей расчетную длину нефтепровода. Это говорит о том, что достаточно закачать нефть на перевальную точку, чтобы она с тем же расходом достигла конечного пункта трубопровода. Самотек нефти обеспечен, так как располагаемый напор (zПТ – zK – hОТ) больше напора, необходимого на преодоление сопротивления на участке от перевальной точки до конечного пункта (zПТ – zK – hОТ)>i∙(L– lПТ) , где lПТ – расстояние от начального пункта нефтепровода до перевальной точки. В этом случае за расчетную длину трубопровода принимают расстояние LP=lПТ, а разность геодезических отметок принимается равной z= zПТ – zH. Если пересечение линии гидравлического уклона с профилем отсутствует, то расчетная длина трубопровода равна его полной длине LP=L, а z= zK – zH. Следует отметить, что перевальная точка не всегда является самой высокой точкой на трассе (рис. 1.9.). Рассмотрим течение жидкости за перевальной точкой (рис. 1.10). ПТ zПТ i∙l1 i∙l2 С В А M N E l1 K l2 Рис. 1.10. Течение жидкости за перевальной точкой На интервале между перевальной точкой и конечным пунктом выделим два участка: АС длиной l1 и AK длиной l2. Самотечное движение нефти на участке AK обеспечивается напором AE= i∙l2. На первом участке располагаемый напор CM превышает требуемый напор BM=i∙l1 на величину BC. Следовательно, на участке АС гидравлический уклон должен быть больше i. Это возможно лишь в случае увеличения скорости течения нефти на участке АС. Как следует из уравнения неразрывности Q = w∙F, с возрастанием скорости w площадь живого сечения потока F должна уменьшаться. Это говорит о движении жидкости на участке АС неполным сечением трубопровода. Давление жидкости на этом участке ниже, чем в любой точке трубопровода и равно давлению насыщенных паров нефти (то есть абсолютное давление в трубопроводе меньше атмосферного). Пространство над свободной поверхностью жидкости будет заполнено выделившимися из нее парами и растворенными газами. При значительной длине самотечного участка вследствие высокой скорости потока происходит отрыв и унос парогазовых пузырьков в нижней части газовой полости. По мере удаления от самотечного участка давление жидкости возрастает, что приводит к кавитационным процессам из-за резкого схлопывания пузырьков. В свою очередь это может привести к значительной вибрации трубопровода и сопровождается повышенным уровнем шума. Длительная работа нефтепровода на пониженных режимах перекачки является причиной продолжительного существования газовой полости за перевальной точкой. Повышенное содержание в нефти сернистых соединений может вызвать ускоренное протекание коррозионных процессов на внутренней поверхности стенки трубы над свободной поверхностью жидкости. При увеличении расхода перекачиваемой нефти перевальная точка может исчезнуть, однако процесс растворения парогазового скопления продолжается длительное время. Если скорость течения достаточно велика, скопления газа выносятся потоком жидкости и могут достичь резервуара на конечном пункте нефтепровода. Сопровождающий это явление гидравлический удар приводит к повреждению резервуаров и их оборудования. Если на конечном пункте нефтепровода поддерживать повышенный напор hоф (рис.1.9), то появления перевальных точек на трассе можно избежать (линия гидравлического уклона 2 будет продолжена пунктирной линией). Разница полезного hоф и требуемого hот напоров может быть использована, например, для привода портативной электростанции. Проект такой электростанции разработан на нефтепроводе Тихорецк–Новороссийск в районе нефтебазы «Грушовая». 10. Уравнение баланса напоров Для магистрального нефтепровода постоянного диаметра с n перекачивающими станциями, уравнение баланса напоров имеет вид NЭ h П n m Мh М 1,02 i L Р z NЭ h ОСТ . (1.34) В начале каждого эксплуатационного участка ПС оснащены подпорными насосами. В конце трубопровода и каждого эксплуатационного участка требуется обеспечить остаточный напор hОСТ для преодоления сопротивления технологических трубопроводов и закачки в резервуары. Правая часть уравнения (1.34) представляет собой полные потери напора в трубопроводе, то есть Н. В случае наличия вставок или лупингов по трассе правая часть уравнения (1.34) определяется по формуле (1.32). Левая часть уравнения (1.34) – суммарный напор, развиваемый всеми работающими насосами перекачивающих станций (активный напор). С помощью коэффициентов характеристик насосов активный суммарный напор может быть представлен зависимостью 2 m Q n m М a М b М Q 2 m , (1.35) NЭ hП n m Мh М NЭ a П b П m П где mМ – количество работающих магистральных насосов на одной ПС; mП – количество работающих подпорных насосов на ГПС (или на ПС в начале эксплуатационного участка), включенных параллельно; аП, bП, hП – коэффициенты характеристики и напор, развиваемый подпорным насосом при подаче Q; аМ, bМ, hМ – то же для магистрального насоса. Раскрывая скобки и решая уравнение (1.37) относительно расхода, имеем 1 2 m N a h n m a z Э П ОСТ М М Q . (1.38) bП 1,02 f L P NЭ 2m n m Мb М mП Если в общем случае на линейной части имеются лупинги и вставки, уравнение (1.38) примет вид 1 2 m N Э a П h ОСТ n m М a М z Q . (1.39) b П 1,02 f L l 1 l 1 N n m Мb М Р Л В Э 2 m mП Определив расход Q, можно вычислить напор, развиваемый перекачивающими станциями, а также суммарные потери напора в трубопроводе. Обе эти величины одинаковы (условие баланса напоров). 11. Совмещенная характеристика НП и перекачивающих станций Значения напора и расхода рабочей точки А можно получить графически, построив совмещенную характеристику трубопровода и насосных станций. Точка пересечения характеристик называется рабочей точкой (А), которая характеризует потери напора в нефтепроводе и его пропускную способность при заданных условиях перекачки (рис. 1.12). H 1 А H 2 Q Q 1 – характеристика трубопровода; 2 – характеристика перекачивающих станций Рис. 1.12. Совмещенная характеристика нефтепровода и перекачивающих станций Равенство создаваемого и затраченного напоров, а также равенство подачи насосов и расхода нефти в трубопроводе приводят к важному выводу: трубопровод и перекачивающие станции составляют единую гидравлическую систему. Изменение режима работы ПС (отключение части насосов или станций) приведет к изменению режима нефтепровода в целом. Изменение гидравлического сопротивления трубопровода или отдельного его перегона (изменение вязкости, включение резервных ниток, замена труб на отдельных участках трассы и т. п.) в свою очередь окажет влияние на режим работы всех перекачивающих станций. 12. Определение числа перекачивающих станций На основании уравнения баланса напоров, необходимое число перекачивающих станций составит H NЭ hП H NЭ hП n0 , (1.40) m Мh М HСТ где HСТ=mМhМ – расчетный напор станции. Как правило, значение n0 оказывается дробным и его следует округлить до целого числа. Рассмотрим вариант округления числа ПС в меньшую сторону (рис. 1.13.). В этом случае при n<n0 напора станций недостаточно, следовательно для обеспечения плановой производительности QПЛ необходимо уменьшить гидравлическое сопротивление трубопровода прокладкой дополнительного лупинга (вставки большего диаметра). При этом характеристика трубопровода станет более пологой и рабочая точка А1 сместится до положения А2. Рис. 1.13. Совмещенная характеристика нефтепровода H 1 A1 2 A2 Q QПЛ Q при округлении числа ПС в меньшую сторону 1 – характеристика трубопровода постоянного диаметра; 2 – характеристика трубопровода с лупингом (вставкой) Необходимую длину лупинга определяем следующим образом. Запишем уравнение баланса напоров для расчетного n0 и округленного n числа перекачивающих станций NЭ hП n 0 HСТ 1,02 i L Р z NЭ h ОСТ ; (1.41) NЭ hП n HСТ 1,02 i L Р l Л (1 ) z NЭ h ОСТ . Вычитая из первого уравнения второе, получим (n 0 n) HСТ 1,02 i l Л (1 ) , (1.42) откуда (n n) HСТ lЛ 0 . (1.43) 1,02 i (1 ) Аналогичное выражение можно получить и для вставки большего диаметра (n n) HСТ lВ 0 . (1.44) 1,02 i (1 ) Во втором случае при округлении числа перекачивающих станций n0 в большую сторону, в трубопроводе установится расход Q>QПЛ (рис. 1.14). Если нет возможности обеспечить такую производительность, требуется снизить напор станции. Уменьшить напоры ПС можно следующими способами: установкой сменных роторов, отключением части насосов (циклической перекачкой), а также обточкой рабочих колес. Рис. 1.14. Совмещенная характеристика нефтепровода при округлении числа ПС в большую сторону H При обточке рабочего колеса магистрального насоса его напор должен быть уменьшен до величины H NЭ hП hМ . (1.45) n mМ A Диаметр уменьшенного после обточки рабочего колеса равен A1 n D у DЗ hМ bМQ 2 aМ , n0 где (1.46) DЗ – диаметр заводского рабочего колеса; Q – подача насоса, равная QПЛ; Q Q ПЛ Q аМ, bМ – коэффициенты характеристики магистрального насоса, равные 2 2 h М2 Q М 1 h М1Q М2 aМ ; (1.47) 2 2 QМ Q 1 М2 h 2 hМ1 (1.48) bМ М ; 2 2 QМ Q 1 М2 hМ1, hМ2 – напор магистрального насоса, соответственно при подачах Q М2 1 и 2 QМ 2 на границах рабочего диапазона. Для построения характеристики (Q–H) насоса с обточенным рабочим колесом пользуются соотношениями 2 D D (1.49) Q У Q З ; hМ У hМ , DЗ D З где QЗ, hМ – координаты точки заводской напорной характеристики насоса. Следует отметить, что степень обточки рабочего колеса DУ/DЗ должна быть не менее 0,9. В противном случае это приведет к значительному уменьшению коэффициента полезного действия насоса. При циклической перекачке эксплуатация нефтепровода осуществляется на двух режимах (рис. 1.15): часть планового времени T2 перекачка ведется на повышенном режиме с производительностью Q2>QПЛ (например, если на каждой ПС включено mМ магистральных насосов). Остаток времени T1 нефтепровод работает на пониженном режиме с производительностью Q1<QПЛ (например, если на каждой ПС включено mМ -1 магистральных насосов). Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений Q1T1 Q 2 T2 VГ ; (1.50) T T 24 N , 2 p 1 где VГ – годовой объем перекачки, VГ=GГ/ . Значения Q1 и Q2 определяются из совмещенной характеристики либо H A2 A n·mМ·hМ + H A1 n·(mМ-1)·hМ + H Q1 QПЛ Q2 Q Рис. 1.15. Совмещенная характеристика нефтепровода при циклической перекачке аналитически. Решение системы сводится к вычислению T1 и T2 T1 24 Q 2Np VГ Q 2 Q1 , T2 VГ 24 Q1Np Q 2 Q1 . (1.51) 13. Расчет НП с лупингами и вставками На практике в ряде случаев трубопроводы оборудуются параллельными участками (лупингами), а также участками другого диаметра (вставками). В этом случае гидравлический уклон на таких участках будет отличаться от гидравлического уклона основной магистрали. Согласно уравнению неразрывности для трубопроводов без сбросов и подкачек Q = w1·F1 = w2·F2 = wn·Fn = idem , (1.17) где w1…wn – скорость течения жидкости в сечениях F1…Fn. Таким образом, чем больше площадь сечения трубопровода F, тем меньше скорость течения, следовательно, меньше и значение гидравлического уклона (рис. 1.8). i iЛ i iВ i D,Q D,Q1 D,Q DВ,QВ DЛ,Q 2 Рис. 1.8. Соотношение гидравлических уклонов на различных участках т/п Определим соотношение между гидравлическими уклонами лупинга (вставки) и магистрали. Будем при этом полагать, что режим течения нефти на этих участках одинаков (m, = idem). По формуле Лейбензона гидравлический уклон магистрали равен m Q 2 m i ; (1.18) D 5 m для участка с лупингом величина гидравлического уклона составит m Q12m m Q 22m iЛ . (1.19) D 5 m D 5Лm Из выражений (1.18) и (1.19) следует, что Q12m 5 m Q 22m Q 1 D 2 m и . Q 2 D Л D 5 m D 5Лm Выражая расход Q2 через Q1 , получим 5 m D 2 m . (1.21) Q 2 Q1 Л D Учитывая, что Q = Q1+Q2 , можно записать (1.20) 5 m 2 m D DЛ . Q Q1 Q1 Q1 1 Л (1.22) D D Q 2m Q12m Из очевидного соотношения , запишем с учетом (1.22) выражение i iЛ для гидравлического уклона участка с лупингом 5 m 2 m Q iЛ i 1 Q 2 m Q 12m i Q 12m i 1 5 m 2 m D 1 Л D 2 m D 1 Л D 5 m 2 m 2 m . (1.23) i При равенстве D = DЛ величина 1 . 2 2 m Тогда при ламинарном режиме =0,5; при турбулентном режиме в зоне гидравлически гладких труб =0,297; в зоне смешанного трения =0,272; в зоне квадратичного трения =0,25. Рассуждая аналогично, получим соотношение гидравлических уклонов для участков со вставкой. На участке со вставкой величина гидравлического уклона определяется из выражения m Q В2m iВ . (1.24) D В5 m Из (1.18) и (1.24) вытекает очевидное соотношение Q В2m Q 2 m . (1.25) i D 5 m iВ D В5 m Поскольку расходы нефти в магистрали и на участке со вставкой одинаковы, т. е. Q=QВ, можно записать i D 5 m iВ D В5 m . (1.26) Отсюда следует D iВ i DВ 5 m i . (1.27) 14. Расстановка перекачивающих станций по трассе НП Расстановка перекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы. Рассмотрим реализацию этого метода для случая округления числа перекачивающих станций в большую сторону на примере одного эксплуатационного участка. В работе находятся три перекачивающие станции, оборудованные однотипными магистральными насосами и создающие одинаковые напоры HСТ1= HСТ1= HСТ1. На ГПС установлены подпорные насосы, создающие подпор hП. В конце трубопровода (эксплуатационного участка) обеспечивается остаточный напор hОСТ (рис. 1.16). Рис. 1.16. Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода постоянного диаметра hОСТ C C1 hП c 1,02·i· l HCT3 a i b l По известной производительности нефтепровода определяется значение гидравлического уклона i. Строится треугольник гидравлического уклона abc (с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах HCT3 сжатого B HCT2 hП hП HCT2 B1 hОСТ HCT1 zК N A zН M l1 l2 Lp=L l3 профиля трассы. Из начальной точки трассы вертикально вверх в масштабе высот строится отрезок AC, равный суммарному активному напору перекачивающих станций AC=hП+n·HСТ. Вычитая из суммарного активного напора отрезок СС1, равный величине hОСТ, строим через точки С1B1 прямую линию, параллельную гипотенузе гидравлического треугольника abc. Точка C1 должна совпадать с конечной отметкой zК нефтепровода. Место положения на трассе второй перекачивающей станции определяется с помощью отрезка, проведенного из вершины напора HСТ1 параллельно линии гидравлического уклона до пересечения с профилем. Расположению второй перекачивающей станции будет соответствовать точка M на профиле трассы. 15. Размещение лупингов и ПС по трассе НП (+14 вопрос) При округлении числа перекачивающих станций в меньшую сторону рассчитывается длина лупинга (вставки) и гидравлический уклон на участке с лупингом (вставке). Рассмотрим особенности расстановки ПС по трассе нефтепровода в этом случае. Исходные данные для построения примем как в случае, рассмотренном выше. Дополнительно строится гидравлический треугольник abd. Его гипотенуза bd определяет положение линии гидравлического уклона на участке с лупингом iЛ (рис. 1.17). Из точек С1 и B1 строится параллелограмм C1F1B1K1, стороны F1B1 и C1K1 которого параллельны линии bd, а стороны C1F1 и B1K1 – параллельны линии bc гидравлических треугольников abc и abd. При этом горизонтальные проекции отрезков C1F1 и B1K1 равны протяженности лупинга в горизонтальном масштабе. Как видно из рисунка, при размещении всего лупинга в начале нефтепровода, линия падения напора будет изображаться ломаной C1F1B1, а в случае расположения его в конце нефтепровода – ломаной B1K1C1 . 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). Расстановка перекачивающих станций по трассе в случае прокладки лупинга выполняется в следующем порядке. Из точек C2 и C3 строятся части аналогичных C1F1B1K1 параллелограммов до пересечения с профилем трассы. Таким образом, вторую перекачивающую станцию можно разместить в зоне возможного расположения B2K2, а третью – в зоне B3K3. Предположим, что исходя из конкретных условий, станции решено расположить в точках X и Y. Рис. 1.17. Расстановка перекачивающих станций и лупингов по трассе hОСТ C C1 hП c 1,02·i·l F1 iЛ i 1,02·iЛ·l HCT3 a b l C3 hОСТ HCT2 F3 hП hП hП C2 HCT3 K1 HCT2 B B1 hОСТ F2 HCT1 zК Y A zН B2 X lЛ3 B3 K2 lЛ2 lЛ1 l1 K3 l2 lЛ = lЛ1+ lЛ2+ lЛ3 l3 Lp=L нефтепровода Проводя из точки X линию, параллельную iЛ, до пересечения с линией C2B2, определяется протяженность лупинга lЛ1. Аналогичные построения выполняются для размещения остальных лупингов и станций. Сумма длин отрезков lЛ1, lЛ2 и lЛ3 должна равняться расчетной длине лупинга lЛ, 16. Расчет НП при заданном положении ПС В соответствии с нормами технологического проектирования, перекачивающие станции предпочтительно размещать вблизи населенных пунктов, источников энерго- и водоснабжения, существующей сети железных и шоссейных дорог. Кроме того, определенные требования предъявляются и к площадкам ПС. Таким образом, в ряде случаев местоположение ПС может быть задано изначально. При этом в процессе проектирования приходится решать обратную задачу: не выполнять расстановку ПС с учетом требований 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 фиксированным размещением станций (рис. 1.18). 1 c-1 2 z2 zН=z1 l1 c zC-1 l2 zC n КП zK=zn zn lC-1 ln Рис. 1.18. Расчетная схема нефтепровода с заданным положением перекачивающих станций В пределах эксплуатационного участка подпор на входе с-й ПС и напор на ее выходе определяются выражениями C 1 С 1 i 1 i 1 HC h П HСТ i z C 1,02 f Q 2m l i , HПC с HC HCT c , (1.52) (1.53) zC=zC-z1 – разность геодезических отметок с-й ПС и начала нефтепровода; hП=aП – bПQ2-m – подпор на ГПС; HСТ i =mM i(aM i - bM iQ2-m) – напор, развиваемый насосами i-й ПС; mM i –количество работающих магистральных насосов на i-й ПС; Q – производительность трубопровода, определяемая из уравнения баланса напоров для магистрали в целом. В уравнениях (1.52) и (1.53) предусматривается, что собственные напоры перекачивающих станций могут быть различными (разное число работающих насосов, применение сменных роторов, обточка рабочих колес и т. д.). Для каждой i-й ПС вычисляются значения фактического подпора Hi и напора HПСi , которые должны удовлетворять условиям (1.54) Hi Hmin i ; где HПC i HПC max i , где (1.55) Hmin i, HПC max i – соответственно разрешенные значения минимального подпора на входе и максимального напора на выходе i-й ПС. Если не выполняется условие (1.54), то следует принять меры к уменьшению гидравлического сопротивления отдельных перегонов. При нарушении условия (1.55) возникает необходимость уменьшения напора, развиваемого насосами отдельных перекачивающих станций. Гидравлическое сопротивление участков трубопровода можно снизить прокладкой лупингов или вставок большего диаметра. Напоры ПС можно уменьшить отключением части насосов, обточкой рабочих колес магистральных насосов, применением сменных роторов, дросселированием и т. п. 17. Расчет коротких трубопроводов В ряде случаев при незначительной протяженности нефтепровода требуется принять решение о сооружении одной либо двух перекачивающих станций. Такие нефтепроводы называются короткими, и их расчет сводится к выбору наиболее выгодного варианта при двух значениях числа станций, т. е. при n1=1 и n2=2 (рис. 1.19). Рис. 1.19. К расчету короткого нефтепровода HСТ2 i2 (n=2, D2) i1 (n=1, D1) HСТ1 hОСТ zK hП zН LР Для каждого j-го варианта определяется расчетная длина LPj и величина zj. Для этого по заданной производительности Q определяются напоры подпорного и магистрального насосов (hП и hМ). Из начальной точки профиля откладывается подпор hП и дважды величина напора HСТ=mMhM. Отложив из конечной точки трубопровода величину остаточного напора hОСТ, проводятся линии гидравлических уклонов i1 и i2. В общем случае при анализе профиля нефтепровода могут быть перевальные точки, и расчетная длина для каждого из рассматриваемых вариантов может быть различной. При наличии перевальных точек из уравнения баланса напоров исключается величина hОСТ, а разность геодезических отметок составит zj=zПТ j – zН. Если перевальные точки отсутствуют, то LP j = L и z j= zК – zН. Уравнение баланса напоров для j-го варианта (при n=1 и n=2) имеет вид m Q 2m (1.56) hП j HСТ 1,02 L P j z j h ОСТ , D 5jm откуда 1 1,02 m Q 2m L P j 5 m . (1.57) Dj hП j HСТ z j h ОСТ Далее полученные значения диаметров округляются до ближайших стандартных значений ( в большую сторону). После этого выполняется сопоставительный экономический расчет по каждому конкурирующему варианту. 18. Изменение подпора перед станциями при изменении вязкости перекачиваемой нефти В течение года при сезонной смене температуры вязкость транспортируемой нефти изменяется (рис. 1.20). В случае повышения температуры нефти от t1 до t2 , вязкость нефти уменьшается. Это приводит к уменьшению гидравлического сопротивления трубопровода (H2<H1) и возрастанию расхода (Q2>Q1). Рассмотрим влияние изменения вязкости нефти на величину подпоров ПС. Предположим, что на всех станциях установлено одинаковое число однотипных насосов, подпор на головной перекачивающей станции hП , остаточный напор на конечном пункте hОСТ. Примем для простоты, что нефтепровод состоит из одного эксплуатационного участка NЭ=1, а число ПС составляет n (рис. 1.21). Напор перекачивающей станции в зимний период составит H hП , (1.58) HCТ1 1 n в летний период H hП , (1.59) HCТ2 2 n где H1, H2 – суммарные потери напора в трубопроводе, соответственно в зимний и летний периоды. Рис. 1.20. Совмещенная характеристика трубопровода и ПС при изменении вязкости нефти 1 H 2 H1 H2 3 H1 1 2 H2 i2 4 i1 3 Q1 Q2 Q В 2 1 hост zк Нст1 Нст2 z А hп zн l1 L/n l2 L/n l3 l4 L/n L/n Рис. 1.21. Влияние сезонного изменения вязкости нефти на величину подпоров перед ПС Из начальной точки профиля трассы отложим в вертикальном масштабе значения H1 и H2 , затем вершины отрезков соединим прямыми с точкой zK+hОСТ. Полученные линии соответствуют положению линий гидравлических уклонов в зимний i1 и летний i2 периоды. Представим, что трасса трубопровода – восходящая прямая AB. Как видно из построений, при расстановке станций такая трасса будет разбита на равные участки длиной L/n. При этом линии гидравлических уклонов i1 и i2 пересекут линию AB в одних и тех же точках. Это говорит о том, что при монотонном профиле трассы нефтепровода изменение вязкости нефти не оказывает влияния на величину подпоров на входе промежуточных ПС. В реальных условиях профиль трассы может быть сильно пересеченным, тогда расстояния между перекачивающими станциями будут неодинаковы (l1l2l3ln). Рассмотрим изменение подпора перед ПС в этом случае. Величину подпора HC перед с-й ПС можно найти из уравнения баланса напоров C 1 hП (с 1) a b Q 2 m 1,02 f Q 2 m li z C HC , (1.60) i 1 откуда HC h П (с 1) a z C Q 2 m ( с 1 ) b 1 , 02 f l i, i 1 C 1 (1.61) a=mM aM и b=mM bM. Значение расхода в выражении (1.61) определяется из уравнения баланса напоров нефтепровода в целом (1.37), что позволяет записать h h ОСТ n a z . (1.62) Q 2m П n b 1,02 f L После подстановки (1.62) в (1.61), получим C 1 h h ОСТ n a z HC h П (с 1) a z C П (с 1) b 1,02 f l i n b 1,02 f L i 1 откуда C 1 l b 1,02 f i с 1 i 1 с 1 HC h П (с 1) a z C h П h ОСТ n a z L n b 1,02 f n (1.63) Как следует из выражения (1.63), от величины вязкости зависит только один C 1 l b 1,02 f i m i 1 с 1 сомножитель , так как f 5 m . L D b 1,02 f n Введем обозначения: A h П (с 1) a z C ; где B hП h ОСТ n a z с 1 ; n l СР( С ) С 1 l c i 1 – среднее расстояние между перекачивающими станциями i 1 на участке до с-й ПС; L – среднее арифметическое расстояние между ПС; n С учетом принятых упрощений выражение (1.63) можно представить в виде b 1,02 f l CР( С) (1.64) HC A B E F L CР l CР( С) , b 1,02 f L CР B B где E A B ; . F 5 m b b D L CР L CР 1,02 f 1,02 m Величина F прямо пропорционально зависит от изменения вязкости нефти: при снижении вязкости уменьшается и величина F. Если выполняется условие Lср< lср(С), то при уменьшении вязкости подпор на с-й ПС возрастает. В противном случае при Lср> lср(С) подпор на с-й ПС снижается и может оказаться меньше допустимого значения Hmin (рис. 1. 21). В случае расстановки ПС согласно гидравлическому расчету при минимальной температуре нефти (t1=tmin, 1=mах), необходимо проанализировать работу каждого перегона в летний период. В летнее время, если позволяет прочность трубы, можно увеличить подпор на ГПС включением дополнительного последовательно соединенного подпорного насоса. L СР 19.Способы регулирования режимов работы ЦБН Режимы работы нефтепровода определяются подачей и напором насосов ПС в рассматриваемый момент времени, которые характеризуются условиями материального и энергетического баланса перекачивающих станций и трубопровода. Любое нарушение баланса приводит к изменению режима работы и обуславливает необходимость регулирования [7, 9]. Из уравнения баланса напоров следует, что все методы регулирования можно условно разделить на две группы: методы, связанные с изменением параметров перекачивающих 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). Изменение количества работающих насосов. Этот метод применяется при необходимости изменения расхода в нефтепроводе. Однако результат зависит не только от схемы соединения насосов, но и вида характеристики трубопровода (рис. 1.22). H 2 4 B 5 C F A 1 D 6 QC QB E 3 7 Q QE QF Рис. 1.22. Совмещенная характеристика трубопровода и ПС при регулировании изменением числа и схемы включения насосов 1 – характеристика насоса; 2 – напорная характеристика ПС при последовательном соединении насосов; 3 – напорная характеристика ПС при параллельном соединении насосов; 4, 5 – характеристика трубопровода; 6 – -Q характеристика насоса при последовательном соединении; 7 – -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 (рис. 1.22), последовательное соединение насосов целесообразно при работе на трубопровод с крутой характеристикой. При этом насосы работают с большей, чем при параллельном соединении, подачей (QB>QC), а также с более высоким суммарным напором и коэффициентом полезного действия. Параллельное соединение насосов более предпочтительно при работе на трубопровод с пологой характеристикой (QF>QE, HF>HE, F>E). Регулирование с помощью сменных роторов. Большинство современных магистральных насосов укомплектовано сменными роторами на пониженную подачу 0,5QНОМ и 0,7QНОМ. Кроме того насос НМ 10000-210 укомплектован сменным ротором на 1,25 QНОМ. Сменные роторы имеют частные характеристики (рис. 1.23). H H1 H2 H3 3 2 1 Q Рис. 1.23. Характеристика насоса со сменными роторами Применение сменных роторов является экономичным 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. Обточка рабочих колес по наружному диаметру широко применяется в трубопроводном транспорте нефти. В зависимости от величины коэффициента быстроходности nS обточку колес можно выполнять в следующих пределах: при 60< nS<120 допускается обрезка колес до 20%; при 120< nS<200 – до 15%; при nS=200300 – до 10%. Пересчет характеристики насоса при обточке рабочего колеса выполняется по формулам подобия: 2 где 3 QУ DУ HУ D У NУ D У ; (1.65) ; , QЗ DЗ HЗ D З NЗ D З QЗ, HЗ и NЗ – подача, напор и потребляемая мощность, соответствующие заводскому диаметру рабочего колеса DЗ; QУ, HУ и NУ – то же при уменьшенном диам рабочего колеса DУ. 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 к. п. д. Изменение частоты вращения вала насоса – прогрессивный и экономичный метод регулирования. Применение плавного регулирование частоты вращения роторов насосов на ПС 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 2 3 Q 1 n1 H1 n1 N1 n1 ; ; , (1.66) Q2 n2 H2 n 2 N 2 n 2 где Q1, H1 и N2 – подача, напор и потребляемая мощность, соответствующая частоте вращения рабочего колеса n1; Q2, H2 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 А2 (рис. 1.24). Рис. 1.24. Совмещенная характеристика нефтепровода и насоса при H A1 H1 A2 H2 n1 n2 Q2 Q1 Q изменении частоты вращения вала В соответствии с (1.66) при пересчете характеристик насоса с частоты вращения n1 на частоту n2, получим следующие соотношения: 2 3 n n n Q 2 Q1 2 ; H 2 H1 2 ; N 2 N1 2 . (1.67) n1 n n 1 1 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. 20. Режим работы нефтепровода при отключении перекачивающих станций Временное отключение какой-либо перекачивающей станции может быть вызвано перебоями в системе энергоснабжения, аварией, ремонтными работами и т. п. При выходе из строя перекачивающей станции режим нефтепровода резко изменится. Рассмотрим нефтепровод, состоящий из одного эксплуатационного участка с n перекачивающими станциями. Все ПС оборудованы однотипными насосами. Запишем уравнение баланса напоров 2 m n Q a П b П m М i a М b М Q 2m 1,02 f L Q 2m z h ОСТ ,(1.70 i1 mП где aП, bП, aМ, bМ – коэффициенты напорной характеристики подпорного и магистрального насоса; mM i – число работающих магистральных насосов на i-й перекачивающей станции; mП – число работающих подпорных насосов на ГПС. Из уравнения баланса напоров производительность нефтепровода со всеми работающими станциями составляет 1 2 m a П m М i a М z h ОСТ i 1 . (1.71) Q n bП 1,02 f L m М i b М 2 m mП i 1 Если бы нефтепровод был рассчитан на работу при любых напорах (давлениях), то при отключении любой одной станции расход в трубопроводе составил бы n 1 2 m a П m М i a М z h ОСТ i 1 . (1.72) Q n 1 bП 1,02 f L m М i b М 2 m m i 1 П Очевидно, что Q*<Q. В действительности величины напоров и подпоров перекачивающих станций должны удовлетворять условиям HПC i HПC max i , (1.73) Hi Hmin i n 1 HПС max i, Hmin i – разрешенные значения напора и подпора i-й ПС. В качестве примера рассмотрим работу нефтепровода с четырьмя перекачивающими станциями [3]. Примем для простоты, что все перекачивающие станции оснащены однотипными насосами, нефтепровод состоит из одного эксплуатационного участка, перевальные точки по трассе нефтепровода отсутствуют (L=LР), ограничения по напору и подпору ПС одинаковы (HПСmax, Hmin). Рассмотрим случай, когда аварийное отключение произошло на станции ПС-4 (рис. 1.26). где Рис. 1.26. Расчетная схема нефтепровода ПС-1 ПС-2 КП ПС-4 ПС-3 Нmax l1 l2 l3 l4 Hmin z1=zН z2 z3 z4 zК Перекачивающая станция, расположенная до отключенной (ПС-3), будет работать на сдвоенный перегон, то есть протяженность третьего линейного участка будет равна l3-4=l3+l4. Проверим выполнение граничных условий (1.73). Результаты вычислений представим в табличной форме (табл. 1.6). Таблица 1.6 Расчетные значения подпоров и напоров ПС Участ Подпор на входе Напор ПС Напор на Потери напора на ок ПС выходе участке ПС 2 m Q 1 HCT1=mM1(a HПС1=H1 H1=1,02fl1Q*2H1 a П b П * 2-m m mП ) + +HCT1 +z2-z1 M––bMQ* 2 H2= HПС1-H1 HCT2=mM2(a 2-m ) M––bMQ* HCT3=mM3(a 2-m ) M––bMQ* 3+4 H3= HПС2-H2 КП HКП= HПС3-H3-4= hОСТ HПС2=H2 + +HCT2 HПС3=H1 + +HCT3 H2=1,02fl2Q*2m +z3-z2 H324=1,02f(l3+l4)Q* m + +zK-z3 Графическое решение задачи о регулировании работы нефтепровода при ПС-4 4 A ПС-3 kм=12 kм=11 B 3 kм=10 kм=9 kм=8 ПС-2 H 2 c C kм=7 kм=6 c kм=5 d ПС-1 kм=4 1 a d a kм=3 b kм=2 b Q kм=1 Q Q * ** Q отключении одной из перекачивающих станций показано на рис. 1.27. Рис. 1.27. Совмещенная характеристика ПС и участков нефтепровода Условные обозначения : 1 - характеристика участка 1,02.f.l1.Q2-m + z1 , (z1= z2-z1); 2 - характеристика участка 1,02.f.(l1+l2).Q2-m + z2 , (z2= z3-z1); 3 - характеристика участка 1,02.f.(l1+l2+l3).Q2-m + z3 , (z3= z4-z1); 4 - характеристика участка 1,02.f.(l1+l2+l3+l4).Q2-m + z4+ hост , (z4= zК-zН); a-b , a’-b’ - подпор на ПС-2 ; c-d , c’-d’ - подпор на ПС-3; kM – общее число работающих магистральных насосов При нормальной эксплуатации нефтепровода (в работе находятся все перекачивающие станции с тремя магистральными насосами) рабочая точка находится в положении A. Если при отключении ПС-4 на остальных станциях число работающих насосов не изменится, то рабочая точка переместится в положение B. Производительность нефтепровода снизится до величины Q*. Подпоры на входе ПС определяются величиной вертикальных отрезков между характеристиками ПС и характеристикой рассматриваемого участка: подпор на ПС-2 – отрезок a – b; подпор на ПС-3 – отрезок c – d. Как видно из характеристики (рис. 1.27), подпоры на станциях, расположенных до отключенной ПС, возрастают по мере удаления от начала нефтепровода. Очевидно, что будут возрастать и напоры ПС. Если имеются ограничения по допустимым напорам и подпорам, то наибольшее значение гидравлического уклона, соответствующее максимально возможной производительности нефтепровода при отключении с-й ПС (рис. 1.28), можно получить из условия H H min z C 1 z C 1 2 m i max ПС max 1,02 f Q max , (1.74) l C 1 l C откуда предельное значение расхода составит 1 2 m H Hmin z C1 z C1 Q max ПС max . (1.75) 1 , 02 f l l C 1 C Рис. 28. Графическое определение наибольшего значения гидравлического С-1 С+1 С HПС max i max Hmin ZC+1 ZC-1 ZC уклона при отключении ПС Зная предельный расход Qmax нетрудно рассчитать суммарные потери напора в трубопроводе H’ и определить напоры, развиваемые магистральным и подпорным насосами (hМ’ и hП’). Требуемое общее количество работающих магистральных насосов можно найти по формуле H'h П ' kM . (1.76) hM ' При округлении kM в большую сторону избыток напора погашается дросселированием. В рассматриваемом примере выполнению условия (1.73) соответствует kM=5. Как видно из совмещенной характеристики (рис. 1.27), на первой и второй ПС в работе должно находиться по два магистральных насоса, а на третьей – один. Рабочая точка в этом случае будет в положении C, производительность нефтепровода составит Q**. Величина подпора на входе ПС-2 соответствует отрезку a’–b’, а подпор на ПС-3 – отрезку c'–d'. Распределение подпоров и напоров ПС, соответствующих расходам Q , Q* и Q** показано на рис. 1.29. Рис. 1.29. Распределение подпоров и напоров при отключении ПС ПС-1 ПС-2 ПС-3 ПС-4 КП НПСmax Hmin Режимы (цифрами показано количество работающих магистральных насосов на ПС): – 3 - 3 - 3 - 3 (Q) – 3 - 3 - 3 - 0 (Q*) – 2 - 2 - 1 - 0 (Q**) В случае равнинного нефтепровода достаточно отключить каждую вторую станцию. Тогда в работе будут находиться ПС-1 и ПС-3. Распределение подпоров и напоров ПС будет относительно равномерным, однако обязательно выполнение условия (1.73). В рассматриваемом случае при kM=5 потребуется дросселирование избыточного напора на ПС-1 и ПС-3. При резко пересеченном рельефе местности могут быть осложнения в связи с наличием перевальных точек по трассе трубопровода.