Режим работы нефтепровода в пределах эксплуатационного участка определяется совместным решением уравнений, описывающих гидравлическую характеристику линейных участков трубопровода и напорную характеристику перекачивающих станций. При этом должны учитываться разрешенные давления, определяемые исходя из технического состояния трубопровода на каждом линейном участке, а также ограничения на работу насосов. Производительность нефтепровода при рассматриваемом режиме перекачки определяется из решения системы уравнений (баланса напоров):
где НТРнапор, необходимый для преодоления гидравлическогосопротивления трубопровода, разности геодезических отметок и создания остаточного напора в конце эксплуатационного участка; Нпснапор, развиваемый всеми работающими насосами при рассматриваемом режиме перекачки; Δz jразность геодезических отметок на j-м линейном участке; nчи. ло линейных участков (перекачивающих станций); hОСТостаточный напор на конечном пункте трубопровода; hτ jпотери напора на трение на j-м линейном участке трубопровода; nMjчисло магистральных насосов, установленных на j-й ПС; hnнапор, развиваемый подпорными насосами; hMjkнапор, развиваемый k-м магистральным насосом j-й ПС; φjkиндекс состояния k-го магистрального насосного агрегата j-й ПС (φjk=1 при работающем насосе и φjk=0 при остановленном насосе). Потери напора на трение hτ jмогут быть определены любым из известных методов, например, по формуле Лейбензона. Для решения данного уравнения задаются комбинацией включения основных насосов на каждой нефтеперекачивающей станции рассматриваемого эксплуатационного участка. Производительность определяется либо графически, либо численными методами. Напор на выходе c-й перекачивающей станции определяется из соотношения:
где ΔНсподпор на входе c-й перекачивающей станции. НСТснапор, создаваемый работающими насосами c-й НПС при известной производительности перекачки:
Подпор на всасывающей линии c-й ПС определяется как разность между напорами, создаваемыми (с-1) перекачивающими станциями и потерями в трубопроводе, состоящем из (с-1) линейных участков:
Напоры на входе и на выходе c-й перекачивающей станции должны удовлетворять условию, накладываемому ограничениями по минимально допустимому подпору ΔHmincи максимальному напору HПС maxc.8Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода.
Перекачивающие станции магистрального нефтепровода относятся к сложным и энергоемким объектам. Доля энергозатрат на перекачку составляет порядка 25… 30% от годовых эксплуатационных расходов. При отсутствии перекачивающих агрегатов с регулируемой частотой вращения ротора насоса эксплуатация нефтепровода может происходить на различных режимах, смена которых происходит дискретно при изменении вариантов включения насосов и перекачивающих станций. При этом возникает задача выбора из ряда возможных режимов наиболее целесообразных, соответствующих наименьшим затратам электроэнергии на перекачку. В свою очередь, в зависимости от уровня текущей загрузки нефтепровода, из ряда рациональных режимов должны выбираться такие, которые обеспечивали бы выполнение планового объема перекачки за фондовое время. Энергозатраты характеризуются величиной активной потребляемой мощности электродвигателя насоса, определяемой из соотношения:
где ρ - расчетная плотность нефти; gускорение свободного падения; hнапор, развиваемый насосом при подаче Q; ηн, ηЭ, ηмехсоответственно значения к. п. д. насоса, электродвигателя и механической передачи, ηмех= 0,99. Значение к.п.д. насоса описывается полиномом:
где k1, k2, k3- коэффициенты аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов, и приведены в [1]. k1=0,1352, k2=-8,3283∙10−5, k3=1,8715∙10−8.Значение к.п.д. насоса:
Коэффициент полезного действия электродвигателя ηЭ определяется выражением:
где r0, r1,r2- эмпирические коэффициенты, определяемые методом наименьших квадратов по паспортным характеристикам электродвигателей насосов. В случае отсутствия данных принимаются по [1], r0=0,452, r1=0,987, r2=-0,592;К3- коэффициент загрузки электродвигателя, равный отношению мощности на валу электродвигателя NЭк его номинальной мощности NЭН: Коэффициент полезного действия электродвигателя:
Тогда энергозатраты:
Список использованных источников
1. Сим А. Д. Проектирование газонефтепроводов. Технологический расчет магистрального нефтепровода: методические указания по выполнению курсового проекта для студентов-бакалавров направления БНД (НД). — Хабаровск: Изд-во ТГУ, 2014. — 42 с.
2. Вайншток С. М. и др. Трубопроводный транспорт нефти. Учебник для вузов: Т1. — М.: ООО «Недра — Бизнесцентр», 2002 .-407 с.
3. Быков Л. И. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: Учеб пособие. — СанктПетербург: Недра, 2006. 824 с. 4. Коршак А. А., Нечваль А. М. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа: Учеб. Пособие.
Уфа:Дизайн.
ПолиграфСервис, 2005. 516 с. 5. Тугунов П. И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Уч. пособие для вузов. — УФА, 2002.-658 с. 6. РД 153−39.4−113−01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов.
М.: Гипротрубопровод, 2002. 7. СНиП 2.
05.06−85*. Магистральные трубопроводы/Госстрой России: ГП ЦПП, 1997.-52 с. А 8. Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов. Каталог.
Изд.2-е испр. и доп.-М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1989.-24 с.
9. РД 10−400−01. Нормы расчета на прочность трубопроводов.
