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

95
Рис.№ 4.4.1.Характеристика насоса.
Напор, создаваемый насосами при заданной подаче, определяют по их характеристикам, пересчитанным на реальные свойства перекачиваемой жидкости [24].
В Примере № 4.1.1 отмечено, что найденное по (4.1.2) количество НПС обычно не является целым и округляется до целого значения. Следовательно, количество передаваемой на НПС нефти энергии не равно количеству энер- гии, теряемой нефтью в ЛЧ.
В случае если требуемый дифференциальный напор станции окажется
меньше напора, создаваемого выбранными насосами, должна применяться обрезка рабочих колес насосов, либо передача дополнительного напора на вход последующей станции при работе в режиме “из насоса в насос”.
В случае если требуемый дифференциальный напор станции окажется
больше напора, создаваемого выбранными насосами, недостающий напор, в некоторых случаях, может быть передан с предыдущей станции.
При передаче напора на вход НПС с предыдущей станции выполняется равенство h
подп
= h подп мин
+ h прд
, (4.4.8) где h прд
– напор, передаваемый на вход станции N со станции N–1, [м].

96
Сумма напора непосредственно производимого НПС и передаваемого на ее вход с предыдущей станции характеризуется величиной, называемой пол-
ным напором станции,
H
полн
= H
ст
+ h прд
. (4.4.9)
Описанная процедура расчета должна проводиться последовательно для всех станций технологического участка.
После выбора насосных агрегатов по требуемому дифференциальному напору и подаче и определения числа насосов необходимо расставить НПС по длине нефтепровода [24].
На рис.№ 4.4.2 представлен пример расстановки НПС и построения ли- нии гидравлического уклона для конкретного нефтепровода, построенный в авторском программном комплексе “Trans Губка” [17]. Из приведенного примера, в частности, видно, что нефть приходит на конечный пункт с боль- шим напором. Этот факт в общем случае требует снижения напора на конеч- ном пункте – регулирования работы нефтепроводной системы, например, ре- гулированием работы насосов (§4.1).
Рис.№ 4.4.2.Расстановка НПС по длине нефтепровода и построение линии гидравлического уклона.
4.5.Регулирование работы насосов.
Изменение частоты вращения вала. Изменение наружного диаметра ра- бочего колеса. Обрезка рабочего колеса.
Как было отмечено в §4.1 и §4.4, требуемый дифференциальный напор станции может оказаться меньше или больше напора, создаваемого выбран-

97 ными насосами. В этом случае возникает необходимость в изменении харак- теристик насосных агрегатов – регулировании работы насосов.
Варианты изменения развиваемого центробежным насосом напора сле- дуют из формулы скорости при вращении w =

R, (4.5.1) в которой

– угловая скорость вращения вала; R – радиус рабочего колеса.
Из формулы (4.5.1) видно, что регулирование работы насосов возможно путем изменения частоты вращения вала насоса – угловой скорости вра- щения вала

– и изменения наружного диаметра рабочего колеса – радиу- са рабочего колеса R.
Изменение числа оборотов вала насоса приводит к изменению характе- ристик насосных агрегатов. Регулирование режима насоса путем изменения частоты вращения вала возможно при использовании специального электро- привода – частотно-регулируемого привода (ЧРП) – или путем установки между приводом и насосом магнитной или гидравлической муфты.
При использовании гидромуфты или асинхронного двигателя наблюда- ется уменьшении частоты вращения вала насоса относительно номинального, для которого определена насосная характеристика, что также требует пере- счета для исключения ошибок в расчетах.
При изменении частоты вращения вала насоса, характеристики насоса пересчитываются по следующим формулам [24]
Q
1
= Q







n
n
1
, (4.5.2)
H
1
= H

2 1






n
n
, (4.5.3)

1
=

, (4.5.4)

h
1
= h

2 1






n
n
, (4.5.5) где n и n
1
– частота вращения вала насоса, для которых проводится пересчет,
[об

с
-1
]; Q и Q
1
– подача насоса при частоте n и n
1
соответственно, [м
3

с
-1
]; H и
H
1
– напор насоса при частоте n и n
1
соответственно, [м]; η и

1
– к.п.д. насо- са при частоте n и n
1
соответственно; Δh и

h
1
– кавитационный запас насоса при частоте n и n
1
соответственно, [м].
Часто встречающаяся на практике задача – расчет изменения напора насоса при изменении частоты вращения вала при фиксировано заданной по- даче. В пределах рабочей зоны насоса, данная задача решается применением формулы (4.5.3).
В случае, когда для регулирования частоты вращения вала насоса ис- пользуется гидромуфта, следует учитывать, что к.п.д.

гм гидромуфты суще- ственно снижается при большом проскальзывании, т.е. разнице частот вра- щения n ведущего и n
1
ведомого валов

98

гм
=






n
n
1
. (4.5.6)
Изменение наружного диаметра рабочего колеса может достигаться путем замены рабочего колеса или “обрезки рабочего колеса” (уменьшение диаметра).
Допустимая степень обрезки рабочего колеса определяется заводом из- готовителем. Ориентировочно для насосов с номинальной подачей до 2500
[м
3

ч
-1
] включительно, максимальная обрезка рабочего колеса составляет 20
[%]. Для насосов с номинальной подачей более 2500 [м
3

ч
-1
], максимальная обрезка рабочего колеса составляет ориентировочно 10 [%].
При изменении наружного диаметра рабочего колеса, характеристики насоса пересчитываются по следующим формулам
Q
1
= Q

L
D
D






1
, (4.5.7)
H
1
= H

r
D
D






1
, (4.5.8)

h
1
= h, (4.5.9) где Q и Q
1
– подача насоса до и после обточки рабочего колеса соответствен- но, [м
3

с
-1
]; H и H
1
– напор насоса до и после обточки рабочего колеса соот- ветственно, [м]; Δh и

h
1
– кавитационный запас насоса до и после обточки рабочего колеса соответственно, [м]; D и D
1
– диаметр рабочего колеса насо- са до и после обточки соответственно, [м]; L и r – показатели, принимаемые для каждого типа насоса в соответствии с коэффициентом быстроходности согласно Таблице № 4.5.1. 6.3.
Таблица № 4.5.1.
Зависимость показателей степени L, r от коэффициента быстроходности.
Коэффициент
Снижение в [%] к.п.д.
Показатель L
Показатель r быстроходности
η насоса на каждые насоса
10 [%] обточки
70

125 1.0

1.5 1
2 125

175 1.5

2.5 1.3 2.2
< 175 2.5

3.5 1.85 2.35
Представленный в Таблице № 4.5.1 коэффициент быстроходности насо- са, или удельная быстроходность – безразмерная индивидуальная характери- стика насосов определенного типа, определяемая выражением n
s
= 3.65

n

75 0

Q
, где n – частота вращения ротора насоса, [об

мин
-1
]; Н – напор насоса (для многосекционных насосов – напор рабочего колеса), [м]; Q – подача насоса
(для насосов с двух сторонним входом берется половинная величина от об- щей подачи насоса), [м
3

с
-1
].
Часто встречающаяся на практике задача – расчет обрезки колеса, если известно, что до обрезки насос при заданной подаче развивал напор Н, а тре-

99 буется напор H
1
при той же подаче. В пределах рабочей зоны насоса, степень обрезки колеса может быть приближенно рассчитана с применением форму- лы
D
D
1
=
r
1 1








Сформулируем основные результаты Части 4, соответствующие унифи- цированной постановке технической задачи (§1.1):
1.Формализовано уравнение баланса напоров и, следовательно, его левая часть – объем передаваемой нефти энергии – в виде (4.1.3) и (4.1.4).
2.Определены основные показатели МН – рабочее давление на выходе
НПС и число НПС (4.1.6), суммарный требуемый дифференциальный напор магистральных насосов и дифференциальный напор одного магистрального насоса (§4.3), требуемые характеристики насосных агрегатов (§4.4), номи- нальная толщина стенки

н
(§4.2).
3.Определены диапазоны изменения основных показателей (1.1.4) – не- сущая способность трубопровода (§4.2). Указаны методы изменения значе- ний основных показателей (1.1.4) – регулирования работы насосов.
4.Определен этап Технологического проектирования “Уточненный рас- чет” (§4.3).
Таким образом, на основе унифицированной постановки технической задачи (§1.1) – последовательности формализации и решения унифицирован- ных задач (1.1.2)

(1.1.4), (1.1.5)

(1.1.7) и так далее – сформирована техноло- гическая цепочка проектирования МН для этапа “Технологическое проекти- рование” общей иерархической системы этапов проектирования, уровней принятия решения и управления (рис.№ 1.1.1).
Объем резервуарного парка не учитывается в уравнении баланса напоров
– функции эффективности (1.1.2) для основного определяющего показателя проектной пропускной способности нефтепровода (2.1.5). Таким образом, объем РП формально не связан с основными показателями МН, определен- ными в Частях 2÷4. Следовательно, величину объема РП нужно рассматри- вать отдельно от технологии определения основных показателей МН (1.1.3) и диапазонов их изменения (1.1.4) – за рамками Частей 2÷4.

100
ЧАСТЬ 5.ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ.
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ДЕЙСТВИЙ.
5.1.Определение требуемой емкости резервуарного парка.
Характеристики технологического участка. Суммарный полезный объем резервуарных парков. Коэффициент полезной емкости. Коэффициент ис- пользования емкости. Номинальный объем резервуара. Объем резервуара по строительному номиналу.
Объем РП насосной станции. Требуемый запас времени работы участка трубопровода. Монопродукт. Пункт назначения. Пункт проектируемого ма- гистрального нефтепровода конечный. Требуемая емкость РП нефтяных мор- ских терминалов.
В §3.3 приведено определение технологического участка магистрального трубопровода как участка между НПС с резервуарным парком. Кроме этого, в §4.1 приведена классификация НПС на головные (НПС с резервуарным парком), промежуточные (НПС без резервуарного парка) и промежуточные
НПС с емкостью (НПС с резервуарным парком). При этом объем РП является одним из пяти количественных показателей, определяющих стоимость МН
[1].
Следовательно, необходимо определить характеристики технологиче-
ского участка:
- длину технологического участка;
- объем резервуарного парка на НПС, определяющих технологический участок.
Резервуарные парки должны проектироваться в соответствии с указани- ями [18,19,22]. Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепро- вода распределяется следующим образом:
- головная нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода должна располагать емкостью в размере от двухсуточной до трехсуточной производительности нефтепровода;
- на НПС с емкостью, расположенных на границе эксплуатационных участков, а также в месте перераспределения потока нефти между нефтепро- водами должна предусматриваться резервуарная емкость в размере 0.3

0.5 суточной производительности нефтепроводов. При выполнении приемосда- точных операций на НПС резервуарная емкость должна быть в пределах
1.0

1.5 суточной производительности нефтепровода.
При необходимости проектируются дополнительные парки так, чтобы длина технологического участка не превышала:
- 600 [км] при регулировании давления на входе и выходе НПС методом дросселирования с применением регулирующей заслонки;
- 1200 [км] при регулировании давления изменением числа оборотов насосов с применением частотно-регулируемых электроприводов.

101
При нескольких параллельных нефтепроводах суммарный полезный размер резервуарной емкости должен определяться от суммы суточных про- изводительностей каждого нефтепровода.
Полезная емкость (объем) резервуарных парков для расчета емкости при новом проектировании определяется по Таблице № 5.1.1 с учетом коэффи-
циента полезной емкости, который равен отношению полезного объема ре- зервуара к строительному номиналу [18].
Таблица № 5.1.1.
Коэффициент полезной емкости.
Тип резервуара
Коэффициент использования емкости
Вертикальный стальной 5-10 тыс.м
3
без
Понтона
0,9
Вертикальный стальной 5-20 тыс.м
3
с
Понтоном
0,8
Вертикальный стальной 30-50 тыс.м
3
с
Понтоном
0,85
Вертикальный стальной 50 тыс.м
3
с
Плавающей крышей
0,8
В соответствии с [19,22] для расчета объема резервуарных парков (ре- зервуарной емкости) при новом проектировании используемая емкость ре- зервуарных парков определяется с учетом коэффициентов использования
емкости, приведенных вТаблице № 5.1.2 и объема резервуара по строитель- ному номиналу.
Таблица № 5.1.2.
Коэффициент использования емкости по типам резервуаров.
№
Тип резервуара
Коэффициент полезной емкости
1
Вертикальный стальной до 5000 [м
3
] без понтона
0.79 2
Вертикальный стальной 5000 [м
3
] с понтоном
0.76 3
Вертикальный стальной 10000 [м
3
] без понтона
0.79 4
Вертикальный стальной 10000 [м
3
] с понтоном
0.76 5
Вертикальный стальной 20000 [м
3
] с понтоном
0.79 6
Вертикальный стальной 30000 [м
3
] с понтоном
0.79 7
Вертикальный стальной 50000 [м
3
] с понтоном
0.79 8
Вертикальный стальной 50000 [м
3
] с плавающей крышей
0.83
Номинальный объем резервуара [8] – условная величина, предназна- ченная для идентификации резервуара при проектировании. Примечание – например, номинальный объем резервуара используют:
- при расчете объема резервуара и установленного на резервуаре обору- дования;
- расчете установок пожаротушения и орошения стенок резервуаров;
- компоновке резервуарных парков и нефтебаз.

102

Объем резервуара по строительному номиналу [19] – объем, равный про- изведению площади днища на высоту стенки резервуара.
Объемы резервуаров по строительному номиналу приведены в Таблице
№ 5.1.3 [22].
Таблица № 5.1.3.
Объем резервуаров по строительному номиналу и их основные геометрические характеристики.
№
Резервуар
Тип
Диаметр
Высота
Строительный
[м] стенки, объем,
[м]
[м
3
]
1
РВС
5000 22.8 11.94 4875 2
10000 34.2 11.94 10968 3
5000 22.8 11.94 4875 4
10000 34.2 11.94 10968 5
РВСП
20000 45.6 11.94 19500 6
30000 45.6 17.91 29249 7
50000 60.7 18.00 52088 8
РВСПК
50000 60.7 18.10 52377
РВС – резервуар вертикальный стальной со стационарной крышей.
РВСП – резервуар вертикальный стальной с понтоном. РВСПК – резервуар вертикальный стальной с купольной крышей из алюминиевых сплавов.
Полезный объем резервуара определяется по нормативным верхним и нижним уровням, рассчитываемым по времени, необходимому для выполне- ния оперативных действий.
Количество резервуаровв составе РП должно быть не менее 2 штук без учета резервуаров аварийного сброса. Прием нефти аварийного сброса дол- жен осуществляться в отдельные резервуары, не задействованные в техноло- гических операциях транспортировки нефти.
Объем РП (V
РП
) насосной станции при перекачке монопродукта опре- деляется по формуле [7]
V
РП
=


ПС

q
СУТ
=

ПС






350 10 9
G
, (5.1.1) где

ПС
– требуемый запас времени работы участка трубопровода, [сут],
(Таблица № 5.1.4);

– коэффициент использования полезной емкости резер- вуара по отношению к строительному номиналу, определяется согласно Таб- лице № 5.1.5; q
СУТ
– суточная производительность трубопровода, [м
3

сут
-1
];

– плотность перекачиваемой жидкости, [кг

м
-3
]; G – пропускная способность трубопровода, [млн.тонн

год
-1
].
Монопродукт [7] – один сорт нефти или нефтепродукта, перекачивае- мый по трубопроводу.
Таблица № 5.1.4.
Значение требуемого запаса времени работы участка трубопровода

ПС
Тип насосной станции с емкостью
Нефтепровод Продуктопровод

103
Головная насосная станция
2.0

3.0 2.0

3.0
Промежуточная НС смежных ЭУ или при распределении потоков
0.3

0.5 0 (нет РП)
Промежуточная НС при выполнении приемно-сдаточных операций
1.0

1.5

1.0
Таблица № 5.1.5.
Значение коэффициента использования полезной емкости резервуара

Тип резервуара
Для
Для нефтепровода продуктопровода
РВС-1000 с понтоном
-
0.70
РВС-1000 без понтона
-
0.83
РВС-3000 с понтоном
-
0.65
РВС-3000 без понтона
-
0.81
РВС-5000 с понтоном
0.76 0.70
РВС-5000 без понтона
0.79 0.84
РВС-10000 с понтоном
0.76 0.74
РВС-10000 без понтона
0.79 0.85
РВС-20000 с понтоном
0.79 0.74
РВС-20000 без понтона
0.82 0.85
Вертикальный стальной 50

100 тыс.м
3
с понтоном
0.79
-
Вертикальный стальной 20

100 тыс.м
3
с плавающей крышей
0.83
-
Железобетонный заглубленный 50

100 тыс.м
3
(существующие)
0.79
-
Конечным пунктом МН или пунктом назначения может быть морской терминал (пункт перевалки на морские суда). Пункт проектируемого маги-
стрального нефтепровода конечный [19] – нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком этого или другого нефтепровода, предприятие нефте- переработки, нефтехимии, пункты перевалки на другие виды транспорта
(железная дорога, морские и речные суда). Пункт назначения [8] – конеч- ный приемо-сдаточный пункт маршрута транспортировки нефти/нефтепродуктов по магистральному трубопроводу.
Требуемая емкость РП нефтяных морских терминалов определяется по формуле
V
РП
=

1



















8400 10 9
G
t
m
V
, (5.1.2) где


V
– максимальный суммарный объем одновременно наливаемых тан- керов, [м
3
];

– коэффициент использования полезной емкости резервуара по отношению к строительному номиналу (Таблица № 5.1.5); G – пропускная способность трубопровода, [млн.тонн

год
-1
];

– продолжительность непо- средственного налива танкеров за вычетом длительности начальной и конеч-