- •Нпс магистральных нефтепроводов
- •1.1 Основные сведения о нпс
- •1.2 Технологические схемы нпс
- •Оборудование нпс
- •2.1 Основная насосная станция
- •2.2 Подпорная насосная станция
- •2.3 Узел подключения станции к магистрали
- •2.4 Узел учета нефти
- •2.5 Узел регулирования давления
- •2.6 Узел предохранительных устройств
- •2.7 Система сглаживания волн давления
- •2.8 Резервуарный парк
- •2.9 Трубопроводная арматура нпс
- •3. Регулирование режимов работы нпс мн
- •3.1 Характеристики нпс
- •3.2 Уравнение баланса напоров
- •3.3 Методы регулирования режимов работы нпс
- •3.4 Оценка эффективности методов регулирования
- •3.5 Определение мощности станции
3. Регулирование режимов работы нпс мн
3.1 Характеристики нпс
Характеристикой НПС называется суммарная Q – H характеристика всех работающих на ней насосов за вычетом Q – H характеристики подводящих коммуникаций, которые считаются элементом, соединенным с насосами станции последовательно. Тогда
НСТ = Н – hС,
где hС – потери напора в станционных коммуникациях.
Для аналитического решения задач трубопроводного транспорта нефти используется описание напорной характеристики центробежных насосов в виде
Значения аппроксимационных коэффициентов а и b находятся по паспортным кривым насосов. Для этого на паспортной кривой в рабочей зоне подач 0,8QНОМ ÷ 1,2QНОМ берутся две точки с координатами Q1, H1 и Q2, H2, а затем записывается система двух уравнений с двумя неизвестными а и b:
Решая эту систему, уравнений получим откуда
и .
На НПС центробежные насосы соединяют последовательно для увеличения напора или параллельно для увеличения расхода.
При последовательном соединении насосов их напорные характеристики складываются, а расход нефти Q в насосах один и тот же (рис. 3.1).
Рис. 3.1 Сложение характеристик насосов при последовательном соединении
Если характеристика первого насоса а второго то их суммарная характеристика будет равна
При параллельном соединении насосов напор, создаваемый каждым насосом Н один и тот же, а расходы нефти в насосах суммируются (рис. 3.2).
Рис. 3.2 Сложение характеристик насосов при параллельном соединении
В общем случае напор ГНПС с nп одинаковыми параллельно соединенными подпорными насосами и nН одинаковыми последовательно соединенными основными насосами будет складываться из напоров подпорной и основной насосных НПН и НОН, равных
и
Следовательно,
где aп, bп, и aн, bн – аппроксимационные коэффициенты в напорных характеристиках подпорных и основных насосов, а aнс и bнс – коэффициенты в Q – H характеристике станции, равные
и
3.2 Уравнение баланса напоров
Начальный напор Н в линии нагнетания НПС складывается из 3 – х составляющих:
где НСТ – дифференциальный напор станции, зависящий от пропускной способности нефтепровода Q, и определяемый характеристиками насосов и трубопроводной обвязки станции, числом насосов и схемой их соединения;
hП – подпор перед станцией, т.е. напор в линии всасывания;
Z1 – геодезическая отметка начала участка нефтепровода.
Напор Н2 в конце участка нефтепровода складывается из 2 – х составляющих:
где Z2 – геодезическая отметка конца участка;
hK – напор в конце участка.
Уравнение Бернулли для начального и конечного сечений участка нефтепровода имеет вид
(1)
где h12 – потери напора на участке нефтепровода.
Эти потери состоят их 2 – х частей
где hТР и hМС – потери напора на трение и преодоление местных сопротивлений.
Потери hТР вычисляются по формуле Дарси –Вейсбаха
где L – длина участка;
DВН – внутренний диаметр трубопровода;
- средняя по сечению скорость перекачки;
λ – коэффициент гидравлического сопротивления.
Величина λ зависит от скорости перекачки, т.е. от режима течения нефти. Практикой эксплуатации нефтепроводов установлено, что определение коэффициента λ можно вести по формулам:
при Re < 2000
при 2000 Re < 2800
при 2800 Re < Re*
при Re Re*
где Re*и Λ – константы, зависящие от диаметра трубопровода, а
.
Установлено также, что потери напора в местных сопротивлениях (задвижки, повороты, сужения и др.) составляют не более 2% от потерь на трения и можно принять hМС = 0,02 h12, а
Уравнение (1) можно переписать в виде
(2)
Это уравнение называется уравнением баланса напоров для участка нефтепровода. Левая часть уравнения – это пьезометрический напор в начале участка, а правая – сумма двух противонапоров hK + (Z2 – Z1) и потерь напора на участке h12. Графики левой и правой частей уравнения (2) называются Q – H характеристиками соответственно перекачивающей станции участка нефтепровода (рис. 3.3).
Рис. 3.3 Совмещение (Q – H) – характеристики участка нефтепровода 1 и перекачивающей станции 2
Точка пересечения этих кривых называется рабочей точкой системы трубопровод – перекачивающая станция. Абсцисса этой точки является решением уравнения (2) и определяет расход перекачки QM, а ордината точки определяет напор на выходе станции НМ.
Т.о. в магистральном нефтепроводе устанавливается такой расход перекачки, при котором напор перекачивающей станции равен сумме противонапоров и потерь напора. При этом фактическая производительность нефтепровода будет отличаться от проектной. Для точного обеспечения проектной производительности необходимо регулировать характеристики станции или трубопровода.