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 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 [ 125 ] 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155

= NNномnт n н,(14.12)

где в общем случае N = F(Gт; П) = F*G -n

а для линии оптимальных режимов работы привода имеем: N = F *

ст ном /

Если рассчитывать на полную загрузку трубопровода, определяемую максимально допустимым давлением в трубопроводе рт, то напор последовательно соединенных насосов станции должен определяться следующим выражением:

= = -Рт,(14.13)

где рс = рт - рвх - давление станции.

Возможность работы насосов при параллельной схеме учтем коэффициентом K, характеризующим изменение объема перекачки пропорционально числу насосов, работающих параллельно. Тогда напор насосной станции, определяемый по выражению (14.13), будет расходоваться на перекачку нефти по трубопроводу, а используя выражение для потери напора в обобщенной форме, можно записать

.-glv у D-K---= 0,(14.14)

пн d пнD

где m и в - коэффициенты, зависящие от режима течения жидкости в трубопроводе; l - длина трубопровода; K - число параллельно работающих насосов; v - коэффициент кинематической вязкости жидкости; d - диаметр трубопровода; Z -величина, характеризующая разность геодезических отметок конца и начала трубопровода, напор на входе в НПС и остаточный напор в конце участка трубопровода.

При определении режима работы турбонасосных установок в системе магистрального нефтепровода с помощью математической модели необходимо учитывать граничные условия. В качестве последних являются ограничения по давлению на выходе станции, максимальному и минимальному значениям 380

мощности привода Nmax; Nmjn, максимальной частоте вращения ротора насоса или свободной турбины (пн)тах; (пст)тах, минимальному давлению на входе в насос

Ограничение по зависит от подачи, частоты вращения ротора насоса, физических свойств перекачиваемой жидкости, конструкции насоса. Применительно к условиям эксплуатации последние два параметра известны, следовательно, необходимо в программу решения задач вводить ограничения по в зависимости от пн и Q, т.е. = f (пн; Q).

Минимальное давление на входе в НПС:

Pmm = (Ps + ААкр - pgA), (14.15)

где ps - давление насыщенных паров перекачиваемой нефти; Аккр - критический кавитационный запас насоса; А - коэффициент запаса.

Подставляя в последнее выражение зависимость критического кавитационного запаса от частоты вращения ротора насоса и подачи:

AhI 1 -2349,

получим ограничения по минимальному давлению на входе в насос в виде, представленном выражением (14.32). Величина Скр - кавитационный коэффициент быстроходности, зависит от конструкции насоса (числа ns), и точное его значение определяется для конкретного насоса по результатам заводских испытаний, с учетом поправок на влияние вязкости и термодинамических свойств нефти.

Если в результате решения задач отыскивается число работающих агрегатов, то дополнительное условие заключается в том, чтобы число насосных агрегатов было целым и не превосходило общего числа агрегатов на станции, способных работать по выбранной схеме включения.

Окончательной выдаче результатов решения задачи должно предшествовать сопоставление заложенного в расчете режима течения нефти, характеризуемого коэффициентами m ив, с действительным режимом, определяемым после вычисления числа Рейнольдса:

Re = 4:Q..

Степень эффективности и р ежим р аботы тур бонасосной установки определяются следующими факторами: соотношением

между частотой вращения свободной турбины и мощностью, мощностью турбины и параметрами насоса, параметрами насоса и трубопровода с учетом физических свойств перекачиваемой жидкости. При этом происходит последовательная передача энергии от газовой турбины к насосу, что означает равенство выражений (1 4. 1 0)) и (1 4. 1 2), и далее от насоса к жидкости, текущей по трубопроводу, выражения (14.13) и (14.14).

На основании изложенного, используя полученные уравнения, составим математическую модель в виде системы уравнений, идентифицирующей состояние системы: участок нефтепровода - насос - газотурбинный привод (14.16), удовлетворяющую условию, что режимы работы ГТД будут соответствовать линии оптимальных режимов. Также дадим дополнительные условия в виде зависимости частоты вращения ротора насоса от частоты вращения турбины и передаточного отношения редуктора (14.17), выражения, определяющего максимально допустимое давление, создаваемое насосами станции (14.18), и граничные условия, изложенные ранее:

п- C1(N)2-C2(N) + C3 = 0; C4(N)2 - C5(N) + Сб

Nном5NnтрПн - 0 - b0) = 0;

D5пнрф

(1 4. 1 6)

у 0 - а0Фb 0 ]-xeqlvm2-md "3mk

nmd5

= 0.

При ограничениях

= 0;

0 -

P т - P вх

(14.17) (1 4. 1 8)

N < N max; N > N min; n ст <(n ст)

max •

Рвх min Ps + 2349Apq

Рс Рт - !вх;

J < ymax - целое число; K < Kmax - целое число. 382

(14.19)

(1 4.20) (14.21)