методичка. Поляков методичка по оформлению. Программа для чтения pdfфайлов. Загл с этикетки диска
 Скачать 3.37 Mb.
|
|
напор, передаваемый с предыдущей станции или с перевальной точки. Величина напора на входе первого насоса, с учетом потерь на входе станции, связана с напором на входе станции формулой h подп = H вх – h вх , (4.4.3) где H вх – напор на входе НПС, [м]; h вх – гидравлические потери на входе МНС до входа в первый насос, [м]. Величина напора на входе первого насоса, в случае его получения с пе- ревальной точки определяется по формуле h подп = z – i L – h вх + 10, (4.4.4) где Δz – разность высотных отметок перевальной точки и МНС, [м]; i – гидравлический уклон в трубопроводе при заданной производитель- ности, [м/км]; L – длина трубопровода от перевальной точки до МНС, [км]. Общие потери напора на преодоление местных сопротивлений техноло- гического трубопровода определяются суммой потерь по всем местным со- противлениям. Примечание к определению технологического трубопровода, приведенному в §4.1, – к технологическим трубопроводам относятся: 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. 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. |