Изменение подпора перед станциями при изменении вязкости перекачиваемой нефти

В течение года при сезонной смене температуры вязкость транспортируемой нефти изменяется (рис. 1.20). В случае повышения температуры нефти от t₁ до t₂, вязкость нефти уменьшается. Это приводит к уменьшению гидравлического сопротивления трубопровода (H₂<H₁) и возрастанию расхода (Q₂>Q₁).

Рассмотрим влияние изменения вязкости нефти на величину подпоров ПС. Предположим, что на всех станциях установлено одинаковое число однотипных насосов, подпор на головной перекачивающей станции h_П, остаточный напор на конечном пункте h_ОСТ. Примем для простоты, что нефтепровод состоит из одного эксплуатационного участка N_Э=1, а число ПС составляет n (рис. 1.21).

Напор перекачивающей станции в зимний период составит

, (1.58)

в летний период

, (1.59)

где H₁, H₂ – суммарные потери напора в трубопроводе, соответственно в зимний и летний периоды.

Рис. 1.20. Совмещенная характеристика трубопровода и ПС

при изменении вязкости нефти

Рис. 1.21. Влияние сезонного изменения вязкости нефти

на величину подпоров перед ПС

Из начальной точки профиля трассы отложим в вертикальном масштабе значения H₁ и H₂, затем вершины отрезков соединим прямыми с точкой z_K+h_ОСТ. Полученные линии соответствуют положению линий гидравлических уклонов в зимний i₁ и летний i₂ периоды.

Представим, что трасса трубопровода – восходящая прямая AB. Как видно из построений, при расстановке станций такая трасса будет разбита на равные участки длиной L/n. При этом линии гидравлических уклонов i₁ и i₂ пересекут линию AB в одних и тех же точках. Это говорит о том, что при монотонном профиле трассы нефтепровода изменение вязкости нефти не оказывает влияния на величину подпоров на входе промежуточных ПС.

В реальных условиях профиль трассы может быть сильно пересеченным, тогда расстояния между перекачивающими станциями будут неодинаковы (l₁¹l₂¹l₃¹l_n). Рассмотрим изменение подпора перед ПС в этом случае.

Величину подпора DH_C перед с-й ПС можно найти из уравнения баланса напоров

, (1.60)

откуда

, (1.61)

где a=m_M ×a_M и b=m_M ×b_M.

Значение расхода в выражении (1.61) определяется из уравнения баланса напоров нефтепровода в целом (1.37), что позволяет записать

. (1.62)

осле подстановки (1.62) в (1.61), получим

,

откуда

(1.63)

Как следует из выражения (1.63), от величины вязкости зависит только один сомножитель , так как .

Введем обозначения:

;

;

– среднее расстояние между перекачивающими станциями на участке до с-й ПС;

– среднее арифметическое расстояние между ПС;

С учетом принятых упрощений выражение (1.63) можно представить в виде

, (1.64)

где .

Величина F прямо пропорционально зависит от изменения вязкости нефти: при снижении вязкости уменьшается и величина F.

Если выполняется условие L_ср< l_ср(С), то при уменьшении вязкости подпор на с-й ПС возрастает. В противном случае при L_ср> l_ср(С) подпор на с-й ПС снижается и может оказаться меньше допустимого значения DH_min (рис. 1. 21). В случае расстановки ПС согласно гидравлическому расчету при минимальной температуре нефти (t₁=t_min, n₁=n_mах), необходимо проанали­зи­ровать работу каждого перегона в летний период.

В летнее время, если позволяет прочность трубы, можно увеличить подпор на ГПС включением дополнительного последовательно соединенного подпорного насоса.

1.10. Регулирование режимов работы нефтепровода

Режимы работы нефтепровода определяются подачей и напором насосов ПС в рассматриваемый момент времени, которые характеризуются условиями материального и энергетического баланса перекачивающих станций и трубопровода. Любое нарушение баланса приводит к изменению режима работы и обуславливает необходимость регулирования [7, 9].

К основным факторам, влияющим на режимы работы системы «ПС – трубопровод», можно отнести следующие:

§ переменная загрузка нефтепровода, вызванная различной закономерностью работы поставщиков нефти, нефтепровода и потребителей (НПЗ);

§ изменение реологических параметров нефти вследствие сезонного изменения температуры, а также влияния содержания воды, парафина, растворенного газа и т. п.;

§ технологические факторы – изменение параметров насосов, их включение и отключение, наличие запасов нефти или свободных емкостей и т. д.;

§ аварийные или ремонтные ситуации, вызванные поврежде­ниями на линейной части, отказами оборудования ПС, срабатываниями предельной защиты.

Некоторые из этих факторов действуют систематически, некоторые – периодически. Все это создает условия, при которых режимы работы системы «ПС – трубопровод» непрерывно изменяются во времени.

Из уравнения баланса напоров следует, что все методы регулирования можно условно разделить на две группы:

q методы, связанные с изменением параметров перекачивающих станций

§ изменение количества работающих насосов или схемы их соединения;

§ регулирование с помощью применения сменных роторов или обточенных рабочих колес;

§ регулирование изменением частоты вращения вала насоса;

q методы, связанные с изменением параметров трубопровода

§ дросселирование;

§ перепуск части жидкости во всасывающую линию (байпасирование).

Изменение количества работающих насосов. Этот метод применяется при необходимости изменения расхода в нефте­проводе. Однако результат зависит не только от схемы соединения насосов, но и вида характеристики трубопровода (рис. 1.22).

Рис. 1.22. Совмещенная характеристика трубопровода и ПС при регулировании изменением числа и схемы включения насосов

1 – характеристика насоса; 2 – напорная характеристика ПС при последовательном соединении насосов; 3 – напорная характеристика ПС при параллельном соединении насосов; 4, 5 – характеристика трубопровода; 6 – h-Q характеристика насоса при последовательном соединении; 7 – h-Q характеристика насоса при параллельном соединении

Рассмотрим в качестве примера параллельное и последовательное соединение двух одинаковых центробежных насосов при работе их на трубопровод с различным гидравлическим сопротивлением.

Как видно из графических построений (рис. 1.22), последо­вательное соединение насосов целесообразно при работе на трубопровод с крутой характеристикой. При этом насосы работают с большей, чем при параллельном соединении, подачей (Q_B>Q_C), а также с более высоким суммарным напором и коэффициентом полезного действия. Параллельное соединение насосов более предпочтительно при работе на трубопровод с пологой характеристикой (Q_F>Q_E, H_F>H_E, h_F>h_E).

Регулирование с помощью сменных роторов. Большинство современных магистральных насосов укомплектовано сменными роторами на пониженную подачу 0,5Q_НОМ и 0,7Q_НОМ. Кроме того насос НМ 10000-210 укомплектован сменным ротором на 1,25 Q_НОМ.

Сменные роторы имеют частные характеристики (рис. 1.23).

Рис. 1.23. Характеристика насоса со сменными роторами

Применение сменных роторов является экономичным на начальной стадии эксплуатации 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.

Обточка рабочих колес по наружному диаметру широко применяется в трубопроводном транспорте нефти. В зависимости от величины коэффициента быстроходности n_S обточку колес можно выполнять в следующих пределах: при 60< n_S<120 допускается обрезка колес до 20%; при 120< n_S<200 – до 15%; при n_S=200¼300 – до 10%.

Пересчет характеристики насоса при обточке рабочего колеса выполняется по формулам подобия:

(1.65)

где Q_З, H_З и N_З – подача, напор и потребляемая мощность, соответствующие заводскому диаметру рабочего колеса D_З;

Q_У, H_У и N_У – то же при уменьшенном диаметре рабочего колеса D_У.

Способ регулирования за счет обточки рабочего колеса может быть эффективно 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 к. п. д.

Изменение частоты вращения вала насоса – прогрессивный и экономичный метод регулирования. 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.

Метод изменения частоты вращения основан на теории подобия

(1.66)

где Q₁, H₁ и N₂ – подача, напор и потребляемая мощность, соответствующая частоте вращения рабочего колеса n₁;

Q₂, H₂ и N₂ – то же при частоте вращения рабочего колеса n₂.

При уменьшении частоты вращения характеристика насоса изменится и рабочая точка сместится из положения А₁ в А₂ (рис. 1.24).

Рис. 1.24. Совмещенная характеристика нефтепровода и насоса при изменении частоты вращения вала

В соответствии с (1.66) при пересчете характеристик насоса с частоты вращения n₁ на частоту n₂, получим следующие соотношения:

. (1.67)

Изменение частоты вращения вала насоса возможно в следующих случаях:

§ применение двигателей 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.

Метод дросселирования на практике применяется сравнительно часто, хотя и не является экономичным. 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 (рис. 1.25).

Рис. 1.25. Совмещенная характеристика ПС и трубопровода при регулировании дросселированием и байпасированием

Целесообразность применения метода можно характеризовать величиной к. п. д. дросселирования h_ДР

. (1.68)

С увеличением величины дросселируемого напора h_ДР значение h_ДР уменьшается. Полный к. п. д. насоса (ПС) определяется выражением h=h₂×h_ДР. Метод дросселирования уместно применять для насосов, имеющих пологую напорную характеристику. При этом потери энергии на дросселирование не должны превышать 2% энергозатрат на перекачку.

Метод перепуска части жидкости во всасывающую линию насосов (байпасирование) применяется 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 (рис. 1.25). Расход Q_Б=Q₃-Q₂ идет через байпас, а в магистраль поступает расход Q₂.

Коэффициент полезного действия байпасирования составляет

. (1.69)

На практике байпасирование используется редко из-за неэкономичности. Метод регулирования байпасированием следует применять при крутопадающих характеристиках насосов. В этом случае он экономичнее дросселирования.

Дата добавления: 2014-01-05