Файл: Программа для чтения pdfфайлов. Загл с этикетки диска.pdf

87
Определение основного показателя МН (§4.2) – номинальной толщины стенки трубы

н
– ведет к изменению величины диаметра, использованной в формулах (2.3.11), (2.3.12), (3.3.9), (3.3.14), (4.1.1), (4.1.2) и в Примерах № 3.2.1, № 3.3.1, № 4.1.1. В рамках предварительного расчета при неизвестной величине толщины стенки трубы

н и, следовательно, внутреннего диаметра
D
вн
(2.1.3) в этих формулах и Примерах использовалось либо значение наружного D
н
, либо условного D
Y
(§2.3) диаметров. Определение номиналь- ной толщины стенки трубы

н позволяет определить значение внутреннего диаметра D
вн по формуле (2.1.3) и, следовательно, требует пересчета ранее полученных в рамках предварительного расчета значений – выполнить сле- дующий этап Технологического проектирования “Уточненный расчет”.
Цель Уточненного расчета – определение величины потери напора в ЛЧ и числа НПС.
Уточненный расчет выполняется в соответствии с последовательностью действий, представленной на схеме на рис.№ 3.3.2 и в Примере № 4.1.1, но уже для одного значения наружного D
н
(§3.2 и §4.1) и внутреннего D
вн
(§4.2) диаметров.
Из вышесказанного следует продолжение (по сравнению с рис.№ 4.1.9) формирования технологической цепочки проектирования.
Задание на проектирование – {Q,L,

,

}
Технологическое проектирование
{D
н
,р раб
,n}
Инженерные изыскания – {z(x),T}
Предварительный расчет – выбор одного варианта основных показателей МН

н
Определение толщины стенки
Уточненный расчет
{Н,n}
Рис.№ 4.3.1.Схема общей последовательности действий в рамках технологического проектирования – результат уточненное значение потери напора и числа НПС.

88
Проведение уточненного расчета после определения номинальной тол- щины стенки и внутреннего диаметра трубопровода начинается с определе- ния вариантов правой части уравнения баланса напоров.
Согласно §3.3 расчетная длина нефтепровода может отличаться от дли- ны МН, указанной в задании на проектирование. Кроме этого, согласно §3.2 распределение напора и его составляющих (прежде всего, давления) по длине трубопровода принципиально зависит от трассы нефтепровода (§1.3) – вы- сотных отметок z(x). Поэтому эпюра рабочих давлений для раскладки труб строится для каждого технологического участка нефтепровода.
Расчетная эпюра давлений для нефтепроводов с проектным рабочим давлением на выходе НПС до 7.5 [МПа] должна определяться по технологи- ческим участкам нефтепровода между соседними станциями с емкостью [19].
Построение расчетной эпюры давления для раскладки труб (стационарный режим перекачки) должно производиться при отключении любой НПС на технологическом участке. Эпюра рабочих давлений для раскладки труб[19]
– линия гидравлического уклона на сжатом профиле, показывающая макси- мальные рабочие давления на всех возможных стационарных режимах пере- качки, включая отключения НПС и срабатывание предохранительных устройств, установленных перед резервуарным парком. Раскладка труб[19]
– ведомость труб с указанием их технических характеристик (длинна, диа- метр, толщина стенки, класс прочности, уровень качества, категория трубо- провода) с привязкой к пикетажу и километражу трассы.
На участке от НПС с резервуарным парком, ведущей перекачку на ре- зервуарный парк, не оборудованном системой автоматического регулирова- ния давления, эпюра рабочих давлений строится с учетом возможного повы- шения требуемого рабочего давления на выходе НПС на 0.3 [МПа].
Эпюра рабочих давлений для нефтепроводов с проектным рабочим дав- лением на выходе НПС до 10.0 [МПа] строится с учетом срабатывания предохранительных устройств на последующей промежуточной НПС в слу- чае возникновения переходных процессов, предусмотренных штатными ре- жимами эксплуатации с использованием системы ЕСУ. Значение срабатыва- ния предохранительных устройств должно быть определено на гидродина- мической модели при расчете переходных процессов при использовании ре- гулирования давления путем изменения числа оборотов вала насосов.
Эпюра рабочих давлений от последней станции технологического участ- ка до конечного пункта строится с учетом срабатывания предохранительных клапанов в конечном пункте при давлении не менее 1.0 [МПа].
Эпюра рабочих давлений для технологического участка должна быть представлена на сжатом профиле трассы МН в графической форме с указа- нием значений гидравлического уклона.
Таким образом, из вышесказанного следует несколько вариантов, учи- тываемых при расчете правой части уравнения баланса напоров рассчитыва- емых участков (технологической схемы):
1.Наличие перевальной точки (§3.3).

89 2.Наличие в конце участка емкости (РП) (§4.1).
3.Работа на промежуточную НПС без резервуарного парка только по схеме “Из насоса в насос” (§4.1).
Поэтому согласно [24] требуемый напор для заданного расхода на НПС
на выходе МНС (за регулятором давления) определяется по формулам [24] – вариантам уравнения баланса напоров для одной НПС:
- при работе на следующую промежуточную станцию
H
ст
= i

L +

z + h наг
+ h вс
+ h подп мин
; (4.3.1)
- при работе на перевальную точку
H
ст
= i

L +

z пт
+ h наг
; (4.3.2)
- при работе на емкость
H
ст
= i

L +

z рп
+ h наг
+ h тр
+

z р
. (4.3.3)
В формулах (4.3.1)

(4.3.3) h наг
– потери напора от регуляторов давления до точки подключения НПС к линейной части магистрального трубопровода; h вс
– потери напора в коммуникациях следующей НПС от точки подключения станции к линейной части магистрального трубопровода до точки подключе- ния первого магистрального насоса; h подп мин
– напор перед магистральным насосом, который обеспечивает безкавитационную работу;

z пт
– разность высотных отметок между НПС перед перевальной точкой и перевальной точ- кой;

z рп
– разность высотных отметок между последней НПС и резервуар- ным парком; h тр
– потери напора в трубопроводах НПС с емкостью от маги- стрального трубопровода до наиболее удаленного резервуара;

z р
– разность высотных отметок максимального взлива резервуара и магистрального тру- бопровода данной НПС с емкостью (рис.№ 4.1.2, № 4.1.4, № 4.1.5).
Здесь необходимо обратить внимание на некоторое отличие правых ча- стей уравнения баланса напоров (4.3.1)÷(4.3.3) от (4.1.1).
Определение напора на станции H
ст
– левой части уравнения баланса напоров для одной станции – с учетом передаваемого подпора на всасывании первого насоса h подп и потерь напора перекачивающей h нас станции произво- дится по формуле
H
ст
= n

H – (h нас
– h подп
). (4.3.4)
Требуемый дифференциальный напор магистральных насосов с уче- том обрезки колеса
H
нас
= n

H. (4.3.5)
В формулах (4.3.4) и (4.3.5) Н – дифференциальный напор магистрального
насоса по характеристике с учетом обрезки колеса, определяемый по требу- емому напору насоса при заданной подаче (с учетом пересчета на вязкость); h
нас
– потеря напора на участке от нагнетательного патрубка первого маги- стрального насоса до выхода из помещения регуляторов давления; h подп
– подпор на всасывании первого по ходу насосного агрегата (должен быть не менее величины, которая обеспечивает бескавитационную работу насоса и может содержать дополнительный напор с предыдущей НПС или с переваль- ной точки); n – число рабочих магистральных насосов.

90
Таким образом, при работе на следующую промежуточную станцию
(4.3.1) в общем случае напор на входе первого насоса может включать до- полнительный напор, передаваемый с предыдущей станции. Величина напо- ра на входе (подпора) первого насоса, с учетом потерь на входе станции, связана с напором на входе станции следующим образом h
подп
= H
вх
– h вх
, где H
вх
– напор на входе НПС; h вх
– гидравлические потери на входе МНС до входа в первый насос.
Сумма напоров непосредственно производимого НПС и передаваемого на ее вход с предыдущей станции характеризуется величиной, называемой
полным напором станции (рис.№ 4.3.2)
H
полн
= H
ст
+ h прд
, (4.3.6) где h прд
– напор, передаваемый на вход станции N со станции N – 1.
L
Н
I
Н
II
Линия гидравлического уклона
H
ст
X
I
II h
прд
Z
I
Z
II
H
вх
H
полн
Рис.№ 4.3.2.Линия гидравлического уклона при последовательном соединении насосов в начальном сечении I.
Таким образом, формулы (4.3.1)

(4.3.5) определяют участки технологи- ческой схемы, на которых необходим учет потери напора:
- участок линейной части между узлами подключения соседних НПС;
- коммуникации от точки подключения станции к линейной части маги- стрального трубопровода до точки подключения первого магистрального насоса;

91
- участок от нагнетательного патрубка первого магистрального насоса до выхода из помещения регуляторов давления;
- участок от регуляторов давления до точки подключения НПС к линей- ной части магистрального трубопровода;
- коммуникации от магистрального трубопровода до наиболее удаленно- го резервуара (на НПС с емкостью).
По результатам гидравлических расчетов магистрального нефтепровода определяется требуемый напор на выходе каждой НПС (H
ст
) при заданном значении напора на входе НПС (H
вх
) и заданной производительности трубо- провода (Q
раб
). Полученный требуемый напор (H
ст
), а также заданная про-
изводительность трубопровода (Q
раб
) определяют выбор насосов для при- менения на НПС (рис.№ 4.3.3).
Задание на проектирование – {Q,L,

,

}
Технологическое проектирование
{D
н
,р раб
,n}
Инженерные изыскания – {z(x),T}
Предварительный расчет – выбор одного варианта основных показателей МН

н
Определение толщины стенки
Уточненный расчет
{Н,n}
Требуемый напор на выходе МНС (4.3.1)÷(4.3.3)
H
ст
Выбор насосов
Дифференциальный напор насоса (4.3.5)
H
нас
Рис.№ 4.3.3.Схема общей последовательности действий в рамках технологического проектирования – дифференциальный напор насоса.

92
Из формулы (4.3.5) следует, что схема соединения магистральных
насосов – последовательная. На рис.№ 4.3.4 представленная последователь- ная схема подключения двух (центробежных) насосов.
Насос № 1
Затвор обратный
Затвор обратный
Насос № 2 w w
Рис.№ 4.3.4.Последовательная схема подключения насосов.
Определение требуемого давления на выходе НПС (4.1.1)

(4.1.2) по значению требуемого напора производится по формуле [24] p = H

g

10
-6
, [МПа]. (4.3.7)
4.4.Определение требуемых характеристик насосных агрегатов.
Основные характеристики насосных агрегатов. Требуемый дифференци- альный напор основных насосов. Напор на входе первого насоса. Атмосфер- ное давление. Давление насыщенных паров. Напор, передаваемый с преды- дущей станции или с перевальной точки. Технологический трубопровод. Ос- новной технологический трубопровод. Вспомогательный технологический трубопровод. Гидравлические потери в технологических трубопроводах.
Требуемый дифференциальный напор насоса. Полный напор станции.
Как отмечено в §4.3 требуемый напор (H
ст
), а также заданная производи- тельность трубопровода (Q
раб
) определяют выбор насосов для применения на
НПС и, следовательно, являются основными характеристиками насосных
агрегатов.
Определение требуемых характеристик насосных агрегатов производит- ся в приведенной ниже последовательности [24].
Суммарный требуемый дифференциальный напор работающих основ-
ных насосов (H
нас
) определяется по требуемому напору на станции за регуля- торами (H
ст
) с учетом потерь напора от первого насоса до выхода регулято- ров (h к
) и за вычетом напора на входе первого насоса станции h подп
H
нас
= H
ст
+ h к
– h подп
, (4.4.1)

93 где h к
– гидравлические потери от первого насоса и до выхода регуляторов
(рис.№ 4.1.5).
Напор на входе первого насоса (h подп
) должен быть не мене величины, обеспечивающей бескавитационную работу насоса, h
подп

h подп мин
=

h доп
–
g
p
p
s



0
–
g
w


2 2
, (4.4.2) где h подп мин
– минимальное значение напора на входе первого насоса; р
0
– аб- солютное давление на поверхности жидкости (атмосферное давление);

w
– скорость жидкости на входе в насос; p s
– давление насыщенных паров жид- кости, [Па]; Δh доп
– допустимый кавитационный запас насоса, в пересчете на нефть, [м].
Атмосферное давление р
0
должно приниматься в зависимости от абсо- лютной высотной отметки насосов по формуле р
0
= 101325 – 11.76

z, где z – абсолютная высотная отметка насосной станции над уровнем моря,
[м].
Значение давления насыщенных паров нефти p s
, соответствующее тем- пературе перекачиваемой нефти, вычисляется по формуле p
s
= 1.7

p
SR

exp[–0.025

(t
1
– t)], где p
SR
– давление насыщенных паров по ГОСТ 1756, [Па] (температура нефти t
1
= 37.8 [ºС], отношение объемов паровой и жидкой фаз Vп/Vж = 4/1); t – температура перекачиваемой нефти, [ºС].
Допустимый кавитационный запас h доп определяется по характеристике насоса, полученной на воде, с последующим пересчетом на реальные свой- ства нефти.
Напор на входе первого насоса (h подп
) может включать дополнительный

94
- трубопроводы между точками врезки в линейную часть магистрального трубопровода на входе и выходе площадочного объекта, включая трубопро- водную арматуру;
- трубопроводы резервуарных парков, включая обвязку резервуаров;
- трубопроводы сброса давления от предохранительных клапанов, си- стемы сглаживания волн давления, обвязки емкостей сброса ударной волны, откачки из емкостей сброса утечек;
- трубопроводы сливо-наливных эстакад;
- трубопроводы опорожнения стендеров морских терминалов, установок для рекуперации паров нефти;
- трубопроводы дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажа филь- тров-грязеуловителей, регуляторов давления, узлов учета нефти/нефтепродуктов.
Основной технологический трубопровод [8] – технологический трубопро- вод, участвующий в технологических режимах работы магистрального тру- бопровода. Вспомогательный технологический трубопровод [8] – техноло- гический трубопровод, не участвующий в технологических режимах работы магистрального трубопровода.
Гидравлические потери в технологических трубопроводах станции должны рассчитываться согласно формулам и графикам. Для оценочных рас- четов можно принимать данные потери как h вх

15

25 [м]; h к

20

30 [м].
Из рассчитанного по формуле (4.4.1) требуемого суммарного дифферен- циального напора насосов станции рассчитывается требуемый дифферен-
циальный напор одного насоса
H
нас 1
=
n
H
НАC
, (4.4.5) где n – число работающих насосов станции.
Из формулы (4.4.5), как и из формулы (4.3.5), следует, что схема соеди- нения магистральных насосов – последовательная (рис.№ 4.3.3).
Выбор типа применяемых насосов должен производиться в соответствии с заданной производительностью трубопровода так, чтобы рабочая подача насосов, соответствующая заданной пропускной способности трубопровода, превышала номинальную подачу насосов [24]
Q
раб
> Q
ном
. (4.4.6)
Данное правило выбора насоса обеспечивает более широкую рабочую об- ласть (Q
раб
– Q
мин
) возможных производительностей работы нефтепровода в реальных условиях эксплуатации (рис.№ 4.4.1).
Как следует из представленной на рис.№ 4.4.1 характеристики насоса в общем случае характеристиками насоса являются не только развиваемый напор (H) и подача (Q)
{H;Q}, (4.4.7) но еще и мощность (N), коэффициент полезного действия (

) и допустимый кавитационный запас (Δh д
). При этом в общем случае допустимый кавитаци- онный запас зависит от подачи насоса.