Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 [ 69 ] 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

составляет 8, а для случая рис. 6.10, б - 1024. Поэтому разветвленный нефтеиродуктопровод будет иметь не одну, а N гидравлических характеристик «расход - напор», каждая из которых относится к определенному варианту включения отводов. Вначале выполняется гидравлический расчет системы для всех возможных комбинаций включения отводов для определения расходов в отводах и основной магистрали при различных вариантах. Для этого решается система уравнений баланса напоров и расходов в каждом узле системы нефтепродуктопроводов. Эти уравнения для г-го узла варианта включения отводов имеют вид

ni-i, k--ni, k = --- 4ik, -л io ----- ---qik,

Qik----; Vi/; = 4{i+l)k + Qik<

где - напор в t-м узле; ы, - максимально допустимая скорость потока жидкости в отводе; Я,-,, Я,о, - коэффициенты гидравлического сопротивления г-го участка и г-го отвода; li, di - соответственно длина и диаметр г-го участка; Qiu - расход на участке между (г-1) и г-м включенными отводами; g - ускорение свободного падения; Я;о - расчетный напор в конце каждого отвода; /,о. го - соответственно длина и диаметр г-го отвода; - расход в г-м отводе.

В результате такого расчета определяют расходы q, q, . . . . . . , qnk при всех «fo вариантах включения, а также транзитные расходы qak-

Запланированные объемы поставки нефтепродуктов на г-ю нефтебазу Vi за время Т, продолжительность работы 4 при k-vi варианте включения отводов связаны с расходами qi выражениями:

Решенш! этой системы ищут при условии, что транзитный расход

через рассматриваемый участок будет равен плановому Yj Qokh " =

= Уплан-

Задачу решают на ЭВМ подбором различных сочетаний расходов в отводах, диаметров магистрали, отводов и напоров. В результате уточняют параметры разветвленного нефтепродуктопровода, размещение насосных станций и оптимальную схему включения отводов, обеспечивающую доставку нефтепродуктов на нефтебазы в минимальные сроки. Число циклов и объем партий нефтепродуктов для разветвленных нефтепродуктопроводов определяют исходя из мощности НПЗ, потребности нефтебаз, наличия резервуарной емкости на нефтебазах с учетом принятой схемы эксплуатации разветвленной системы. При этом может оказаться, что на отдельных нефтебазах потребуется установка дополнительного числа резервуаров, чтобы обеспечить снабжение пот)ебителей при соблюдении оптимального числа циклов последовательной перекачки.

6.6. РАСЧЕТ ИЗМЕНЕНИЯ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДА ПРИ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ ПЕРЕКАЧКЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ С РАЗНОЙ ВЯЗКОСТЬЮ

В трубопроводе большой протяженности с промежуточными насосными станциями обычно находится несколько чередующихся партий нефтепродуктов, так как объем каждой партии в несколько раз меньше объема всего трубопровода. Так, в магистральном нефтепродуктопроводе протяженностью 1000 км могут одновременно находиться 5-6 партий разнородных нефтепродуктов, например бензин и дизельное топливо. Пропускная способность такого трубопровода будет ограничиваться (лимитироваться) пропускной способностью одного из участков, занятого партией более вязкого нефтепродукта. И хотя на участках, занятых менее вязким нефтепродуктом, будет при этом оставаться неиспользуемый напор, передать его на участки с более вязким нефтепродуктом полностью не удается из-за ограничения максимального давления в трубопроводе прочностью труб. По мере перемещения партий нефтепродуктов по трубопроводу лимитирующая пропускная способность может изменяться.

Определить максимальную пропускную способность трубопровода с промежуточными насосными станциями в этом случае можно методом последовательных приближений, который заключается в следующем. При известном расположении партий нефтепродуктов, полагая включенными все насосы на насосных станциях, из уравнения баланса давлений определяют пропускную способность трубопровода (нулевое приближение). Затем при найденной таким образом пропускной способности проверяют выполнение ограничений по максимальному давлению нагнетания после каждой насосной станции и по минимальному давлению подпора перед каждой насосной станцией, начиная с первой.

При первом же невьпюлнении этих ограничений давление на данной насосной станции принимают равным предельно допустимому и определяют новое значение пропускной способности, после чего повторяют процедуру проверки ограничений. В результате расчета определяют «лимитирующий» участок трубопровода, где давлеьшя нагнетания и подпора равны предельно допустимым и определенная для этого случая пропускная способность всего трубопровода будет максимально возможной при данном расположении партий нефтепродуктов.

Предлагаемая методика расчета максимальной пропускной способности нефтепродуктопровода путем последовательных приближений позволяет определить «лимитирующую» пропускную способность и «лимитирующий» участок на каждом шаге перемещения партий нефтепродуктов.

Продолжительность движения Т по нефтепродуктоироводу любой «отмеченной» границы раздела нефтепродуктов в этом случае может быть определена суммированием продолжительности замещения на каждом шаге расчета А/; при известной и постоянной на этом шаге максимальной пропускной способности Q*.

При последовательной перекачке бензина, дизельного топлива разных сортов можно ограничиться рассмотрением двух групп нефтепродуктов, существенно различающихся по вязкости и плотности. Если перекачивается один нефтепродукт или несколько нефтепродуктов с одинаковыми вязкостями и плотностями или нефть одного сорта по нефтепродуктонроводу, то эта методика позволяет определить его максимальную пропускную способность.

Пропускную способность на каждом ишге расчета при известном расположении партий нефтепродуктов с разными вязкостями определяют из уравнения баланса давления для «стволового» трубопровода с п насосными станциями, на которых установлено по к-, насосов, включенных последовательно:

+ S cQ" («Q + IrVr + cQ (aQ -I-p,,)/ /кРк + / =1

+ Z Рдрг--Р. + Рк, (6.27)

где ац, Ьц - коэффициенты; /„, р„ - соответственно протяженность начальной партии нефтепродукта, закачиваемого в трубопровод, и его плотность; /к, рк - соответственно протяженность конечной партии нефтепродукта, принимаемой из трубопровода в резервуар, и его Плотность; рдр;-дросселируемое давление иа г-м участке; с --= = 0,88/(n-d); а = k-Jd, Р ndv, к-, -эффективная шероховатость труб.

Потерю давления на преодоление раз1юсти геодезических отметок для участка трубопровода с равномерным уклоном при перекачке двух нефтепродуктов с разными плотностями можно записать следующим образо.м (рис. 6.П):

Если профиль трассы трубопровода более сложный, то он может быть условно разделен на участки с примерно равномерными уклонами и величина такого трубопровода ири известном расположении партий нефтепродуктов определится суммой потерь давления иа отдельных участках.

Ограничения на давления до и после к-» насосной станции можно записать в следующем виде: k-i k-i k-i

Р« + Е PcTi- Е Рп i- Е Рдр i > Pmini

1=1 1=1 1=1

k k-\ k

Рм-1-Е PcTi- E P"i- E PflPiSPmax. (6.28)

1 = 1 1=1 1=1

где p„ i - давление, развиваемое г-й насосной станцией; рщ- потери давления на г-м участке трубопровода.