1470
.pdfа удельные затраты электроэнергии
Е уЯ “ у |
( Е уд|Р1Т1 + Е у д гР г 1^ ) • |
(5.57) |
§5.6. Режим работы трубопровода при отключении промежуточной насосной станции
Отключение одной из промежуточных нанос ных станций —одна из наиболее сложных ситуаций при эксплуата ции нефтепровода.
Если трубопровод работает со значительной недогрузкой, то наи более простым решением в данной ситуации является отключение других промежуточных станций через одну с тем, чтобы все оставши еся в работе НС функционировали примерно в одинаковых условиях.
Если же необходимо обеспечить максимально возможную про изводительность нефтепровода с остановленной промежуточной НС № С, то ее величина находится по формуле
|
|
1 |
|
(ншахс-1 -А Н minc+l - z cti + z .Л |
2 -т |
Q m ax |
(5.58) |
где zc_,, zc+] - геодезические высоты НС соответственно № С -1 и № С+1.
На остальных насосных станциях необходимо прибегнуть к ре гулированию с тем, чтобы на обоих участках (до НС № С -1 и после НС № С+1) также устанавливалась производительность перекачки равная Qm .
В первую очередь отключается часть магистральных насосов. Суммарный дифференциальный напор насосов, оставшихся в рабо
те, при подаче |
Qmax должен быть равен: |
|
|
||
а) для НС слева от отключившейся |
|
|
|||
С - 1 |
|
|
с-2 |
(5.59) |
|
2 Х , = Н „ „ С-, - a . - z c_, + * . + < £ : Ь. + f £ 4 |
|||||
|
|||||
i-1 |
|
V |
i=l |
|
|
б) для НС справа от отключившейся |
|
|
|||
£ |
Н„, = fQ L " |
+ н > » -4 Н « * ' + z« + Z»1 |
(5.60) |
||
|
|||||
i=c+l |
|
i=c+l |
|
|
149
С - 1 |
П ) |
Если точно добиться достижения величин ^ H CTi и |
HCTi не |
удается, то излишний напор магистральных насбсЬв дроссёЙЙруется. Распределение насосов, оставшихся в работе, по насосным стан циям, должно обеспечивать выполнение ограничений по напору и
подпору НС.
§5.7. Методы увеличения производительности нефтепроводов
В процессе эксплуатации нефтепроводов мо жет возникнуть необходимость увеличения их пропускной способ ности. Это может быть сделано различными способами:
1) увеличением количества насосных станций или числа работа ющих насосов;
2 ) строительством лупингов;
3)устройством вставок большего диаметра;
4)применением противотурбулентных присадок.
Увеличение количества насосных станций Если нефтепровод изначально был запроектирован на поэтап
ный ввод в эксплуатацию, то увеличение его производительности достигается строительством промежуточных насосных станций и включением в работу дополнительных насосов на уже существую щих станциях. Задача определения местоположения насосных стан ций в этом случае была решана еще на этапе проектирования нефте провода, а количество и комбинация включения насосов на станциях
врамках каждой из очередей строительства определяется согласно
§5.4, 5.5.
Если увеличение производительности нефтепровода на эта пе проектирования не предусматривалось, то наиболее рацио нальным способом увеличения количества насосных станций является их удвоение. При этом перегоны будут разделены при мерно пополам и все станции будут работать примерно в одина ковых условиях.
Поскольку изменение производительности нефтепровода при удвоении насосных станций относительно велико, то новая рабочая точка может оказаться за пределами рабочей зоны насосов (зоны оптимальных к.п.д.). Поэтому одновременно с удвоением числа на сосных станций в общем случае необходимо заменить и устанавли ваемое на них оборудование.
С учетом вышесказанного увеличение производительности неф тепровода удвоением числа насосных станций составит
150
X нс= 2-m Г н 2 + 2 п mMK- A . - A z - H „ 'j |
( nm M«B + fL 1 |
, (5.61) |
H2 + n m „ - A - A z -H „ „ J |
|
|
где А ., Б ,-коэф ф ициен ты А и Б в напорной характеристике магистральных насосов после удвоения числа станций.
Если насосы не меняют, то А. = А , Б, = Б .
Увеличение числа работающих насосов Этот метод увеличения производительности может быть исполь
зован на недогруженных нефтепроводах.
Строительство лупингов и вставок большего диаметра
При прокладке лупингов общей длиной |
хл производительность |
нефтепровода увеличивается в число раз |
|
f L + n m MH- Б |
(5.62) |
Хл — 2-т |
f [ L - x«0 - m) ] + nm -H-B
Можно решать и обратную задачу: найти необходимую длину лупинга при заданной кратности увеличения производительности нефтепровода
х. = |
1- — |
1 _ П т мн |
(5.63) |
1 -со I |
Хл |
fL |
|
Размещение лупингов на отдельных участках трассы выполняет ся с учетом местоположения насосных станций и ограничений по напорам и подпорам. Кроме того, должны быть учтены разрешен ные напоры на отдельных участках и рельеф трассы нефтепровода.
Расчет применения вставок большего диаметра выполняется по тем же формулам с учетом того, что вместо со используется величи на Q , вычисляемая по (5.24).
Следует подчеркнуть, что с технологической точки зрения при менение вставок большего диаметра нецелесообразно, т.к. затрудняет очистку нефтепроводов и пропуск по ним диагностических приборов.
Применение противотурбулентных присадок Методика расчета концентрации противотурбулентной присад
ки, обеспечивающей заданное увеличение производительности неф тепровода, изложена в § 5.2.
151
§5.8. Расчет подводящих (всасывающих) трубопроводов подпорных насосов головной насосной станции
Назначение подводящих трубопроводов - обес печить подвод нефти к насосам, а также условия для осуществления технологических операций по управлению режимами работы нефте проводов.
Особенностями подводящих трубопроводов являются:
1) работа при давлении как больше, так и меньше атмосферного; 2 ) наличие участков различного диаметра;
3)большое количество местных сопротивлений, вклад которых
вобщие гидравлические потери составляет от 30 до 70%.
Цель расчета: проверка возможности бескавитационной работы подпорных насосов.
Для выполнения расчета необходимы следующие данные:
1) техническая характеристика подпорных насосов (подача, до пустимый кавитационный запас, диаметр входного патрубка);
2 ) параметры перекачиваемой нефти (плотность, вязкость, дав ление насыщенных паров, давление насыщения);
3) технологическая схема системы подводящих трубопроводов на участке «резервуарный парк - подпорная насосная» с указанием длины и диаметра отдельных участков, всех местных сопротивлений и геодезических высот резервуаров и насосов.
Схема подводящих трубопроводов от резервуаров к подпорным насосам включает, как правило следующие типы местных сопротив лений: 1) выход из резервуара; 2 ) компенсатор линзовый; 3) задвиж ка; 4) тройник; 5) отвод; 6 ) фильтр; 7) конфузор.
В основу расчета положено уравнение Бернулли, составленное для двух сечений (первое - свободная поверхность нефти в резерву
аре, второе - входной патрубок подпорного насоса) |
|
|||
Zp+^ + H “ = z ""+ S |
+ ^ |
+ 5 > ’ + 2 X ‘ ’ |
(5-б4) |
|
где zp, znHгеодезические высоты соответственно днища резер |
||||
вуара и оси входного патрубка насоса; |
- высота взлива нефти в |
|||
резервуаре; рвх,- с о о т в е т с т в е н н о давление и |
средняя |
скорость |
||
нефти во входном патрубке насоса; |
^ h T, ^ h Mec - |
суммарные поте |
ри напора соответственно на трение и на местные сопротивления в подводящих трубопроводах.
Решая (5.64) относительно pBX/p pg , находим
152
— |
= — |
+ ZD -znH+ HBM- — |
- Y h |
- Y h , |
(5.65) |
|
Ppg |
Ppg |
P |
2g |
^ |
^ |
|
Найденная величина pBX/pg должна удовлетворять неравен |
||||||
ству (3.23). |
|
|
|
|
|
|
В общем случае коэффициенты |
£ |
различных местных сопро |
тивлений являются функцией числа Рейнольдса. Обработка графи
ков, приведенных в литературе, |
позволила получить следующие за |
||
висимости: |
|
|
|
а) для однолинзового компенсатора |
|
|
|
^ o«n.=0,153 + 5964/Re; |
(5.66) |
||
б) для двухлинзового компенсатора (при Re < 5 • 105) |
|
||
£комп2 = 0,238 н-14532/R e; |
(5.67) |
||
в) для отвода 90° |
|
|
|
= 0,35 + 3,58 • 10"3 ехр [з, 56 • 10-5 • (150000 - Re)] ; |
(5.68) |
||
г) для входа в вертикальный насос двустороннего всасывания |
|||
_ J 2,15-10® ReBX68 |
при |
ReBX<32000 |
|
^вн [5 |
при |
ReBX>32000 |
(5‘69) |
Для вертикального насоса число Рейнольдса рассчитывается по диаметру входного патрубка в «стакан».
Если отвод выполнен под углом а отличном от 90е, то коэффи циент местного сопротивления отвода находится по формуле
- К ., |
(5-70) |
где К а - расчетный коэффициент
к = ------- - ------- |
; |
(5.71) |
*54,5 + 0,408а
а_ угол, под которым выполнен отвод, град.
Для конических диффузоров величина коэффициента местно го сопротивления зависит также от соотношения диаметров соеди ненных труб и угла раскрытия диффузора. Поскольку последняя ве личина на технологических схемах трубопроводных коммуникаций
153
не указывается, нами были построены огибающие функции, позво ляющие рассчитывать коэффициенты местных сопротивлений ко нических диффузоров с некоторым запасом
0,148 R e /(R e -4660) |
при |
d ^ d j —1,1 |
|
%диф «0,132 Re/ (R e - 16520) |
при |
=1,2 |
(5.72) |
0,147 Re/ ( R e - 16700) |
при |
d2 /d1 =1,4 |
|
Для конфузоров ориентировочно можно принять |
|
||
|
|
|
(5-73) |
где 4 ДИф - коэффициент местного сопротивления диффузора при |
|||
тех же условиях. |
|
|
|
Для выхода из резервуара с хлопушкой |
£вых = 0,92, а для полно |
стью открытой задвижки £WB = 0,15 .
Наконец, для ряда местных сопротивлений в силу недостаточ ности изученности приходится пользоваться приближенными зна чениями:
1) фильтр для светлых нефтепродуктов
2 ) то же для темных нефтепродуктов
3)тройник на проход
4)то же с поворотом
5)то же на слияние
«я* |
II |
- |
|
-в о |
|
$ * .,= 2 . 2 ;
_L
i
$ ,« = 3 ,0 .
§5.9. Удаление газовых и водяных скоплений из нефтепроводов
Причиной образования газовых скоплений яв ляется попадание воздуха в полость трубопровода при проведении ремонтных работ или выделение растворенных газов на участках с пониженным давлением (в том числе на самотечных). Водяные скоп ления формируются из капель воды, которые всегда есть в нефтяном
154
потоке, оседающих в пониженных участках профиля при низких скоростях перекачки.
Наиболее простым и технологичным методом удаления скопле ний является их вынос потоком перекачиваемой нефти.
Газовое скопление выносится потоком нефти целиком в виде единой пробки, если выполняется неравенство
Fr > Frp. |
(5.74) |
где Fr - фактическое число Фруда, Fr = o2 /g d ; |
(5.74а) |
Frp - число Фруда, соответствующее скорости потока, при ко торой газовое скопление находится в неустойчивом равновесии в нисходящем участке трубопровода
Frp = 0,082Еб0,12 • N j’06 • f (ctH) 0,34 |
(5.75) |
Еб - число Этвеша
E6 = gd2 (pp - p r) / c ; |
(5.76) |
N f - безразмерная обратная вязкость
N , = ^gd 3 (pp - р г)/Рр / v„ |
(5.77) |
f ( а н) - поправка, зависящая от угла наклона а н нисходящего участка трубопровода к горизонту
{ ( а и) = [ ф т а и + ^/cosaH) |
exp(0,721-sinaH); |
(5.78) |
рр, pr —плотность соответственно нефти и газа при условиях пе рекачки; v - кинематическая вязкость нефти; стповерхностное на тяжение на границе «нефть - газ».
Скорость движения газовой пробки в нисходящем участке тру бопровода составляет
= u ( l - %/Frp/Fr). |
(5.79) |
В большинстве случаев скорость потока в нефтепроводах недо статочна для выноса газовых скоплений целиком, Поэтому более реальным является их постепенный размыв за счет отрыва газовых пузырьков в кормовой части скопления. Интенсивность размыва ха-
155
рактеризуется газовым числом р , равным отношению среднего рас хода уносимого газа к расходу нефти. Величина Р вычисляется по одной из формул
6,023 • 10' 2 • Еб0,23 • (Fr - Fr, ) 1,71 • (sin а н )и 1 при |
Fr, < Fr < l,05Fr2 |
|
||
Р = |
0,217 • (Fr - Fr2) 0,25 • (sin а н )°’35 |
при |
l,05Fr2 < Fr< F rp >(5-80) |
|
|
|
|
|
|
где |
Fr,, Fr2 - характерные числа Фруда |
|
|
|
|
Fr, =2615 •Еб‘и 2 -(sinа н)0,34; Fr2 =3,106-Ео-0'25 |
(5.81) |
Скорость течения нефти, при которой обеспечивается вынос скопления воды целиком из восходящего участка нефтепровода оп ределяется через число Фруда
2 |
2 sin a t (р.-рр) |
Fr = к |
(5.82) |
где kw - поправочный коэффициент, вычисляемый по формуле
/40.36
kw =0,1 (Sina) -о.зз (5.83)
a B- угол наклона восходящего участка трубопровода к горизонту; рв, vBсоответственно плотность и кинематическая вязкость воды; X - коэффициент гидравлического сопротивления.
Режим удаления водяных скоплений при их постепенном раз мыве потоком перекачиваемой нефти в настоящее время изучен не достаточно.
Для целей учета нефти и нефтепродуктов важно знать, когда полость трубопровода будет полностью очищена от скоплений. Пока эта задача решена только для скоплений газа.
При их выносе целиком общая продолжительность удаления га зовых пробок составляет
|
|
п, / |
п г Р |
|
|
|
(5.84) |
|
|
i = l u |
nn |
где ^Hi, |
- длина |
i - нисходящего участка профиля и скорость |
|
движения газовой пробки в нем; |
£ь-, orej - то же для j - го восходя |
||
щего участка профиля; |
п,, п2 - число соответственно нисходящих и |
156
восходящих участков.
Величина о т ; в (5.84) рассчитывается по формуле (5.79), а вели чину orej с запасом можно принять равной средней скорости потока в трубопроводе.
Для расчета продолжительности полного удаления газовых скоп лений из «рельефного» трубопровода путем их размыва необходимо располагать профилем трассы и сведениями о начальном объеме
скоплений в них jv f^ J при рабочем давлении.
Полная очистка первого элемента профиля (от 1 до 2 вершины по ходу потока) от газовой фазы произойдет за время равное сумме продолжительностей размыва скопления в вершине № 1 и движения пузырьков между вершинами № 1 и № 2 (рис. 5.7)
|
у ( ° ) |
|
|
х, |
_ ^ L + Y |
(5.85) |
|
й |
т1-2 |
||
|
|
|
|
где Q - расход нефти (нефтепродукта) в трубопроводе; р, - |
сред |
||
нее газовое число для вершины № |
1; VTl_2 - объем трубы между вер |
||
шинами № 1 и № 2 . |
|
|
|
За время т, объемы скоплений в остальных вершинах также из
менятся и составят |
|
v S = v £ > + (iз-Р 2)СИ| |
|
v « = v iV ( |
(5.86) |
v £ > - v S + (j
где р2, Р3,... рп - среднее газовое число для вершин № 2, 3,... п . Аналогично находится время очистки от газовой фазы участка
трубопровода между вершинами № 2 и № 3.
Искомое время полной очистки полости трубопровода от газо вых скоплений в этом случае равно
<5-87)
i=i
где т; — продолжительность полной очистки от газовой фазы
i - того элемента профиля трассы.
157
§ 5.10. Примеры расчетов
Пример 5.1. Выполнить гидравлический расчет трубопровода для перекачки 8 млн. т. нефти в год. По гипсометричес кой карте и сжатому профилю трассы имеем следующие данные: оптимальная длина трассы 425 км, разность нивелирных отметок конца и начала трубопровода Az = - 125,5 м, перевальная точка отсутствует, глубина заложения трубопровода Н 0 = 1,6 м до оси, минимальная тем пература грунта на глубине заложения трубопровода соответствует сред ней температуре марта и составляет 272 К, кинематическая вязкость нефти при этой температуре равна 0,997-10^ м2/с, плотность 878 кг/м 3.
Трубопровод II категории.
Решение
1.По табл. 1.3 выбираем диаметр нефтепровода, равный 530 мм. Для трубы данного диаметра и протяженностью 425 км расчетное число дней работы в соответствии с табл. 5.1 равно 356.
2.По формуле (5.2) находим расчетную производительность неф
тепровода
8 • 10 9
Q 4 = 24-356-878 = 1066 м3/ ч .
З.В соответствии с найденной производительностью выбираем насосы для оснащения насосных станций: подпорные - НПВ 1250-60 и основные - НМ 1250-260.
По табл. 3.4, 3.8 выбираем насосы с наибольшим диаметром ротора. Напор этих насосов при расчетной часовой подаче в соответ
ствии с формулой (3.1) составляет
Н 2 = 74,8 - 0,95 • 1 (Г5 • 10662 = 64,0 м ; hMH= 3 1 6 ,8 -4 1 ,9 -1 0 ^ -10662 = 269,2м .
4.Полагая число основных насосов ш мн=3, по формуле (5.4) рас считываем рабочее давление на выходе головной насосной станции
р = 878-9,81-(3-269,2 + 64) = 7,5-106 Па.
Запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давление ра =6 , 4МПа . Поэтому условие (5.5) не выполняется. Необходимо принять к применению ротора меньшего диаметра.
Излишний напор составляет
Р - Р а |
(7,51 —6,4) • 106 |
|
= 128,9 м . |
Рр8 |
878-9,81 |
158