Магистральные трубопроводы

вблизи населенных пунктов, источников энерго- и водоснабжения, существующей сети железных

и шоссейных дорог. Кроме того, определенные требования предъявляются и к площадкам НПС. Таким образом, в ряде случаев местоположение НПС может быть задано изначально.
При этом в процессе проектирования приходится решать обратную задачу: не выполнять расстановку НПС с учетом их требований к напору и подпору, а проверять выполнение условий по допустимым напорам и подпорам станций при их заланном расположении по трассе.

напор на ее выходе определяются выражениями










В этих уравнениях предусматривается, что

собственные напоры перекачивающих станций могут быть различными (количество работающих насосов, сменные роторы, обточка колес).

напора Hпсj, которые должны удовлетворять условиям






Если не выполняется условие (3.69),

то следует принять меры к уменьшению гидравлического сопротивления отдельных перегонов (устройство лупингов или вставок большого диаметра). При нарушении условия (3.70) возникает необходимость уменьшения напора, развиваемого насосами отдельных перекачивающих станций (отключение части насосов, обточка рабочих колес, применение сменных роторов, дросселирование).

НПС. Следовательно, расчет коротких нефтепроводов сводится к выбору наиболее выгодного

варианта при двух значениях числа станций n1=1 и n2=2.
Для каждого варианта определяется расчетная длина Lрj и величина zj. Для этого по заданной производительности Q определяются hм и hп. Из начальной точки откладывается подпор hп и напоры станций Нст1 и Нст2, а из конечной – величина остаточного напора hост. Соединив полученные точки, получают линии гидравлических уклонов i1 и i2.
В общем случае при анализе профиля нефтепровода могут быть выявлены перевальные точки, и расчетная длина для каждого из рассматриваемых вариантов может быть различной.

разность геодезических отметок составить zj=zj-zн. Если перевальные точки отсутствуют, то

Lрj=L, zj=zк-zн.

полученные значения диаметров округляются до ближайших стандартных значений в большую

сторону, и выполняется сопоставительный экономический расчете по каждому конкурирующему варианту.

вязкость транспортируемой нефти изменяются. В случае повышения температуры нефти от

Т1 до Т2 ее вязкость уменьшается ν2<ν1. Это приводит к уменьшению гидравлического сопротивления трубопровода (Н2<Н1) и увеличению расхода нефти (Q2>Q1). Рассмотрим изменение подпоров на НПС.
Предположим, что на всех насосных станциях установлено одинаковое оборудование (А=mм*ам; В=mм*bм), подпор на ГНПС равен hп, а остаточный напор hост; число эксплуатационных участков Nэ=1, а число НПС составляет n.

в летний период



где Н1 и Н2 – суммарные потери напора

в трубопроводе соответственно в зимний и летний периоды

между перекачивающими станциями не одинаковы.
Величину подпора Hc перед с-й НПС

можно найти из уравнения баланса напоров

для нефтепровода в целом (3.47) при Nэ=1

что позволяет записать

с-й НПС возрастает. В противном случае при Lср>lср(с) подпор на

с-й НПС снижается и может оказаться меньше допустимого значения Hmin. Чтобы этого не произошло, НПС, для которых выполняется условие Lср>lср(с), необходимо проверить на обеспеченность необходимых подпоров в летнее время.
Достигнуть необходимых значений подпоров НПС в летнее время можно различными способами: включением дополнительного последовательно соединенного подпорного насоса на ГНПС (если позволяет прочность трубы и запорно-регулирующей арматуры), уменьшением количества работающих насосов на НПС, расположенных дальше от начала трубопровода, чем те, где возникла опасность кавитации и т.п.

систематические):

зависит не только от схемы соединения насосов, но и от

крутизны характеристики трубопровода. Рассмотрим в качестве примера параллельное и последовательное соединение двух одинаковых центробежных насосов при работе их на трубопровод с различным гидравлическим сопротивлением.
Последовательное соединение насосов целесообразно при работе на трубопровод с крутой характеристикой. При этом насосы работают с большей, чем при параллельном соединении, подачей (Qв>Qс), 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, ηF>ηE).

последовательном соединении насосов; 3 – напорная характеристика НПС при параллельном

соединении насосов; 4, 5 – характеристика трубопровода; 6 – η-Q характеристика насоса при последовательном соединении; 7 – η-Q характеристика насоса при параллельном соединении

сменными роторами на пониженную подачу 0,5QНОМ и 0,7QНОМ. Кроме того насос

НМ 10000-210 укомплектован сменным ротором на 1,25QНОМ.
Сменные роторы имеют различные характеристики.

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.

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 =200…300 – до 10%.
Пересчет характеристики насоса при обточке рабочего колеса выполняется по формулам подобия:

может быть описана зависимостью

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 η.

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.

насоса с частоты вращения n1 на частоту n2 получим

(3.86)

При уменьшении частоты вращения характеристика насоса изменится и рабочая точка

сместится из положения А1 в положение А2.

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 к. п. д. насосов.

Он основан на частичном перекрытии потока нефти на выходе из

насосной станции, то есть на введении дополнительного гидравлического сопротивления. При этом рабочая точка из положения А1 смещается в сторону уменьшения расхода в точку А2 

ηДР





С увеличением величины дросселируемого напора hДР значение ηДР  уменьшается. Полный к.

п. д. насоса (НПС) определяется выражением η = η2 * ηДР. Метод дросселирования уместно применять для насосов, имеющих пологую напорную характеристику. При этом потери энергии на дросселирование не должны превышать 2% энергозатрат на перекачку.

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 Расход QБ=Q3-Q2 идет через байпас, а в магистраль поступает расход Q2.

неэкономичности. Метод регулирования байпасированием следует применять при крутопадающих характеристиках насосов.

В этом случае он экономичнее дросселирования.

расчетного числа суток перекачки. Это связано с целым рядом причин:
1)

неритмичность поставок нефти с промыслов;
2) неравномерность приема нефти НПЗ;
3) плановые и внеплановые остановки трубопровода и т.д.
Производительность Q, которая устанавливается в нефтепроводе, определяется формулой (3.48)



Из нее видно, что величина Q при прочих равных условиях зависит от количества НПС и величин коэффициентов А и В (определяется количеством и схемой включения работающих насосов на станциях)

они имеют роторы различного диаметра, а число включенных насосов на

каждой станции различно. Учесть эти факторы можно, заменив произведения nA и nB на суммы

удовлетворять условиям

по формулам






Которые отличаются от (3.67) и (3.68) (расчет при заданном

расположении НПС) только учетом количества включенных на станциях насосов.

работающих на каждой НПС насосов (последнее учитывает возможное различие диаметров

их роторов) по формуле (3.90) вычисляют производительность нефтепровода Q;
по формулам (3.93) и (3.94) рассчитывают подпоры Hj и напоры Нпсj на выходе каждой станции;
проверяют выполнение условий (3.91) и (3.92): если они выполняются для каждой станции, то такая комбинация включения насосов возможна, в противном случае – нет.

диаметром D=0,704 м, по которому перекачивается нефть плотностью ρ=860 кг/м3

и вязкостью ν=15 мм2/с. Нефтепровод оснащен тремя НПС, оборудованными однотипными насосами НМ 2500-230 с диаметром рабочего колеса D2=405 мм. Подпор на ГНПС обеспечивается насосами НПВ 2500-80 с диаметром рабочего колеса D2=540 мм. Минимально допустимый подпор НПС составляет Hmin = 35 м, а максимально допустимый напор НПС равен Hпсmax = 760 м.

насосов, количеств комбинаций их включения может быть несколько;
часть этих комбинаций

не удовлетворяет условиям (3.91) и (3.92) поэтому не проходит;
при «проходных режимах» либо на всех НПС работает одинаковое количество насосов, либо большее число насосов включено на станциях, расположенных в начале нефтепровода;
пропорционально общему количеству насосов изменяется и производительность нефтепровода.