Оптимизация режимов работы участка нефтепровода

Содержание
АННОТАЦИЯ................................................................................................................................4
ВВЕДЕНИЕ	5
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ	6
1.1 Характеристика участка трассы нефтепровода	6
1.2 Характеристика оборудования НПС	7
2. Специальная часть	11
2.1 Гидравлический расчет участка нефтепровода	11
2.1.1 Исходные данные для технологического расчета	11
2.1.2 Характеристика линейных участков.	12
2.1.3 Расчет потерь напора на участке по перегонам.	13
2.1.4 Выбор оптимального режима при существующем оборудовании.	16
2.1.5 Выбор оптимального режима при замене марки насосов.	22
2.1.6 Расчет регулирования путем изменения частоты вращения насоса	24
2.1.7 Выбор оптимального режима из всех рассмотренных вариантов регулирования......................................................................................................................	.26
2.1.8 Построение совмещенной Q-H характеристики.	28
3. Технико-экономическое обоснование	31
4. Разработка технологического процесса изготовления сварной конструкции	34
4.1 Расчет массы наплавленного металла и количество необходимых для сварки электродов.	36
4.2 Установление силы сварочного тока, основного времени сварки, эффективной мощности дуги.	36
5. Охрана окружающей среды	38
5.1 Общая характеристика предприятия как источника воздействия на окружающую среду.	38
5.2 Охрана атмосферного воздуха	39
5.3 Охрана поверхностных и подземных вод	40
5.4 Охрана земельных ресурсов	42
5.5 Обращения с отходами	43
6. Безопасность жизнедеятельности	45
6.1 Характеристика условий и анализ потенциальных опасностей	45
6.1.1 Анализ опасных  и вредных производственных факторов при эксплуатации объектов	45
6.1.2 Динамика производственного травматизма и профессиональных заболеваний	46
6.2 Обеспечение безопасности при эксплуатации объектов	47
6.2.1 Производственный шум и вибрация	47
6.2.2 Электробезопасность и молниезащита	48
6.2.3 Повышенная запыленность и загазованность рабочей зоны	49
6.2.4 Пожарная безопасность	50
6.3 Обеспечение безопасности при чрезвычайных  ситуациях (ЧС)	50
6.4 План ликвидации аварий	51
Заключение	53
Список используемой литературы	54



АННОТАЦИЯ
	Целью выпускной квалификационной работы является оптимизация режимов работы участка нефтепровода А-А-С Парабель - Анжеро-Судженск. 
	В данной работе были освещены основные аспекты эксплуатации линейной части нефтепровода  А-А-С и оборудования НПС. В технологической части представлен расчет режимов работы нефтепровода и подбор оборудования НПС.  В разделе безопасности жизнедеятельности представлены основные требования к безопасности труда во время эксплуатации нефтепровода. Произведена оценка влияния на окружающую среду основных производственных факторов.
	Объем пояснительной записки составляет 55 страниц, 22 таблицы, 4  рисунка.






THE SUMMARY
	The goal of the final qualification work is to optimize the operating modes of the A-A-S section of the Parabel- Anzhero-Sudzhensk oil pipeline.
	In this paper, the main aspects of the operation of the linear part of the A-A-C oil pipeline and the NPS equipment were covered. In the technological part, the calculation of oil pipeline operation modes and the selection of NPC equipment are presented. The life safety section contains the basic requirements for labor safety during the operation of the pipeline. The effect on the environment of the main production factors has been assessed.
	The explanatory note contains 55 page, 22 tables, 4 figures.

ВВЕДЕНИЕ
	Трубопроводный транспорт в последнее время приобретает все большее значение в транспортировке жидких и газообразных сырьевых продуктов на значительные расстояния. Необходимость развития трубопроводного транспорта, в первую очередь, связана с отдаленностью мест добычи от мест переработки и мест потребления углеводородного сырья и продуктов. Немаловажным является и то, что трубопроводный транспорт - наиболее экономичный, по сравнению со всеми остальными видами транспорта, и при правильной безаварийной эксплуатации – экологически чистый.
	Интенсивный рост добычи нефти и газа в 80-е годы привел к быстрому развитию сети трубопроводного транспорта. Именно в это время отмечается строительство наиболее мощных и протяженных магистральных трубопроводов. Это и нефтепроводы Сургут-Полоцк, Холмогоры-Клин и  система газопроводов Уренгой-Помары-Ужгород, Горький-Ярославль и др.
	Одним из первых в Западной Сибири был построен нефтепровод Александровское – Анжеро-Судженск с 1969 по 1972 г.
	Большой срок эксплуатации нефтепровода накладывает ограничения на перекачку нефти с режимом на проектную производительность. 
 
ОБЩАЯ ЧАСТЬ
 Характеристика участка трассы нефтепровода
	Протяженность участка нефтепровода Парабель – Анжеро-Судженск:
 участки основной нитки 394 – 669 км, 686 – 818 км магистрального нефтепровода А-А-С общей  протяженностью 407  км ? 1220 мм
 участок резервной нитки 394-409 через болота I категории протяженностью 15 км ? 1020 мм
 участок резервной нитки поймы реки Обь 418-455 протяженностью 37 км ? 1020 мм
 участок резервной нитки на подводном переходе через р. Чая  магистрального нефтепровода А-А-С км 498-502 общей  протяженностью 4 км ? 1220 мм
 участки резервных ниток на подводных переходах р. Б.Татош км 571-573, р. Шегарка км 633-634 общей протяженностью 3 км ? 1020 мм
 участки основной и резервной нитки на подводном переходе через р. Обь км 669-686 общей протяженностью в одну нитку 34 км ? 1020 мм. Участок введен в эксплуатацию в 1972 году.
	На резервных нитках 394-409, 418-455, подводных переходов через реки Чая, Б. Татош, Шегарка смонтированы камеры пуска приема СОД (средств очистки и диагностики). На подводном переходе через реку Обь камеры приема, пуска смонтированы на основной и на резервной нитке.  
	Разрешенное рабочее давление на участке нефтепровода составляет 5,0 МПа.
	Пропускная способность составляет   112, 4 тыс. т/сут.
	Трасса нефтепровода проходит по территории Томской области в направлении с северо-запада на юго-восток.
	Нефтепровод Александровское - Анжеро-Судженск на участке км 394-818 выполнен из труб ? 1220 мм с толщиной стенки 12, 14, 16 мм. Марка стали труб 09Г2С и ? 1020 мм с толщиной стенки 12, 14, 16 мм (резервные нитки).
	Протяженность участка (основной нитки) составляет 407 км. НПС ''Парабель'' расположена на км 395 нефтепровода, НПС "Орловка" – 690 км.
	В районе прокладки нефтепровода в большей части преобладают болота I-III категории.
 
Характеристика оборудования НПС
	Станция НПС ''Парабель'' оснащена подпорными агрегатами НМП 3600-78 с электродвигателями СДН 800, основными насосными агрегатами НМ-10000-210 с электродвигателями СТД 6300. Станция НПС "Орловка"  оснащена основными насосными агрегатами НМ 10000-210 с электродвигателями СТД 6300.
     Сведения по установленным роторам насосов представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Сведения по диаметрам роторов основных магистральных насосов  НМ 10000-210
Станция

Агрегат

Диаметр ротора, мм

Парабель
№1

495


№2

495


№3

475


№4

475

Орловка
№1

475


№2

475


№3

475


№4

495

     Характеристика перекачиваемой нефти приведена в табл. 2.
Таблица 2 - Выписка из диспетчерских данных за 2017 год

Дата
Перекачка м3/ч
Сера, %
?, кг/м3
Вязкость, Сст
ДНП, кПа
Q max
31.08.01
4101
0,65
835,6
5,72
52,9
Q min
27.08.01
1715
0,59
840,2
6,19
52,00
      По назначению НПС бывают двух типов:
       с резервуарным парком
       без резервуарного парка.
      На площадке НПС "Парабель" расположен резервуарный парк V = 160000.
      На НПС «Парабель» установлено следующее технологическое оборудование и сооружения:
       общее укрытие магистральных агрегатов;
       общее укрытие подпорных агрегатов;
       резервуарный парк;
       блок фильтров-грязеуловителей;
       блок регуляторов давления с наличием двух электроприводных регулирующих заслонок, соединённых параллельно;
       две площадки с предохранительными клапанами;
       безнапорная ёмкость (ЕП-40);
       узел учёта нефти №110;
       узел подключения нефтеперекачивающей станции к МТ;
       площадки с узлами задвижек.
      Блок грязеуловителей служит для защиты основных магистральных насосных агрегатов от попадания сторонних предметов, механических примесей и отложений парафина. В типовом варианте станция оснащается тремя параллельно соединёнными фильтрами. 
      Блок регуляторов давления нужен для регулировки потока нефти для поддержания давления в заданном диапазоне. 
      Система предохранительных клапанов необходима для защиты оборудования и коммуникаций на станции от высоких давлений. Защита реализуется путем сброса некоторой части нефти из всасывающего трубопровода в резервуарный парк. Сброс осуществляется посредством предохранительных клапанов типа СППК (сбросной пружинный предохранительный клапан). Первая группа предохранительных клапанов находится на входе нефтеперекачивающей станции, после фильтров грязеуловителей, а вторая группа - перед узлом учёта нефти.
      Узел учёта нефти необходим для измерения количества нефти, поступающей на НПС. Важным элементом для определения количества нефти служит турбинный расходомер. Для обеспечения расходомерам предпочтительных условий работы их помещают  на измерительных линиях. Типоразмер расходомеров и их количество подбирается таким образом, чтобы измерением расхода обеспечивалась высокая точность при изменении производительности нефтепровода в диапазоне 30-100 % от проектной производительности. Кроме рабочих расходомеров на узле устанавливаются резервные расходомеры, в размере 30-50 % от числа рабочих и один контрольный расходомер. Количество измерительных линий не должно быть больше 10. На узле учёта головной НПС, вдобавок отмеченного, используется трубопоршневая установка (ТПУ), предназначенная для проверки погрешности показаний рабочих расходомеров (объёмным способом). Такое дополнение вызвано тем, что узел учёта на головной НПС предназначен для коммерческого  учёта нефти.
      Объем резервуарного парка ГНПС магистрального нефтепровода равен двух – трёх суточной производительности нефтепровода. В резервуарном парке должны находиться не менее двух РВС-20000, необходимых для приёма сброса с узлов предохранительных устройств. В этих резервуарах резервируется объём равный двухчасовой производительности магистрального нефтепровода.
      Узел подключения НПС магистральному нефтепроводу необходим для пуска и приема очистных и диагностических устройств, для пропуска скребков мимо НПС и для перевода НПС на транзит.
      Подпорная насосная станция служит для откачки нефти из резервуаров и подачи её, с требуемым противокавитационным подпором на вход основной насосной станции. На НПС «Парабель» в качестве подпорных насосов используются насосы типа НМП (нефтяной магистральный подпорный). Кроме насосов НМП применяют ещё насосы типа НПВ (нефтяной подпорный вертикальный).Подпорные насосы выбирают таким образом, чтобы производительность подпорного насоса была равна производительности основного насоса, а напор подпорного насоса требуемому подпору основных насосов плюс 20-50 метров. Подпорные насосы соединяются параллельно.
      Основная насосная станция служит для непосредственной перекачки нефти по магистральному нефтепроводу. В качестве основных насосов применяются насосы типа НМ. Основные насосы подбираются таким образом, чтобы их производительность была равна производительности нефтепровода или ГНПС, поскольку типовая схема соединения насосов – последовательная. Необходимое количество основных насосов рассчитывается по требуемому от ГНПС напору, с учётом напора, развиваемого одним насосом. Если число основных насосов не более трёх, то на основной насосной применяется один резервный. Насосы типа НМ, производительностью 10000 м3/ч, выдерживают давление 7,35 Мпа. Исходя из этого, данные насосы можно соединять последовательно не более 3 рабочих плюс 1 резервный. Насосы НМ, на указанную производительность, выпускаются с комплектом сменных роторов на производительность 0,7 и 0,5 номинальной производительности. Насос НМ 10000-210, кроме того, имеет ротор на повышенную подачу-  1,25 номинальной производительности.
      На промежуточных НПС применяют систему сглаживания волн давления (ССВД). ССВД предназначена для сглаживания ударных волн, возникающих на входе основной насосной станции, при отключении на ней одного или нескольких насосных агрегатов. Сглаживание ударных волн осуществляется сбросом части жидкости (в течение некоторого времени) из приёмного трубопровода основной насосной станции в ёмкость сброса. Сброс жидкости осуществляется при помощи малоинерционных клапанов Флекс-Фло, которыми оснащается АРКРОН в количестве 6 штук.
      Основные и подпорные агрегаты размещены в общем укрытии, разделённом воздухонепроницаемой огнестойкой стеной на два отдельных помещения: зал насосов и зал электродвигателей. Насосы и электродвигатели установлены на общих фундаментах и соединяются между собой без промежуточного вала, через специальные отверстия, с герметизирующей камерой, в разделительной стене.
      Электроприводные задвижки, установленные вне помещения, рассчитаны на температуру окружающего воздуха от -50°Cдо +50°C.
      Технологическая схема НПС Парабель позволяет производить следующие операции:
       приём нефти в резервуарный парк и откачка нефти из резервуаров подпорными насосами, с подачей на основные насосы;
       приём и пуск скребка без остановки станции;
       внутрипарковые перекачки подпорными насосами;
       перекачку нефти по магистральному трубопроводу, минуя станцию;
       перекачку нефти с подключенными резервуарами;
       перекачку нефти через резервуары.
      Кроме основных операций, в резервуарном парке предусматриваются следующие вспомогательные операции:
       размыв парафина в резервуарах;
       зачистка резервуаров и трубопроводов резервуарного парка зачистным насосом.
 
Специальная часть
     Из экономических соображений в последнее время встала необходимость регулирования режимов работы и подбора оборудования для уменьшения затрат на перекачку.
     В данном разделе дипломного проекта ведется исследование режима работы нефтепровода при производительности Q = 4101 м3/ч. Применяются такие способы регулирования режима работы нефтепровода как:
     - изменение схемы работы станции;
     - изменение числа работающих насосов;
     - дросселирование;
     - смена роторов насосов;
     - замена марки насосов.
     Выбор оптимального режима эксплуатации дает наименьшую затрачиваемую мощность на перекачку и дросселирование нефти также минимизирует экономические затраты.
2.1 Гидравлический расчет участка нефтепровода
 Исходные данные для технологического расчета
     Расчет возможных технологических режимов перекачки нефти по рассматриваемому участку нефтепровода выполняется на основании расчетных значений плотности и кинематической вязкости нефти при температуре (Тср = 293 К). В таблицу 3 занесена выборка из диспетчерских данных за 2017 год по значениям перекачки и реологическим свойствам нефти. 
Таблица 3 - Исходные данные
Параметр
Значение
Единица измерения
Производительность трубопровода
4101
м3/ч
Плотность нефти
835,6
кг/м3
Диаметр трубопровода
1220
мм
Число рабочих дней в году
365
сут.
Абсолютная шероховатость трубопровода
0,2
мм
Длинна исследуемого участка
423000
м

Продолжение таблицы 3.
Кинематический коэффициент вязкости нефти
5,72
сСт
Температура транспортирования
20
?
Остаточный напор в конце участка
32
м
     
     В таблице 4 представлены значения уставок НПС "Парабель", НПС "Орловка"
Таблица 4 - Значение максимального и минимального давления на НПС
Наименование НПС
Д А В Л Е Н И Е,  МПа

Допустимая нагрузка эл. двигателя в амперах осн./подпорн. агрегатов

На входе НПС
На выходе НПС


Рабочее по САР
Рабочее по САР

Парабель
0,65
5,0
417/54,5
Орловка
0,65
5,1
417
 Характеристика линейных участков.
     Для определения расчетных режимов работы нефтепровода на каком-либо участке необходима информация о раскладке труб по диаметрам, шероховатость стенки и разность нивелирных отметок соседних станций. Значения этих параметров линейных участков нефтепровода приведены в табл. 5. 
Таблица 5 - Расчетные параметры линейных участков нефтепровода
Линейный участок
Общая длина,
L км
Диаметр, м
Разность высотных отметок, м


D1=
0,988
D2=
1,188
D3=
1,192
D4=
1,196
? Z , м
НПС «Парабель» 
НПС «Орловка»
296
17
16
38
25
3,7
НПС «Орловка» 
КП «А-С»
128
----
1
----
127
153,7
     Произведем гидравлический расчет нефтепровода на производительность (принимаем из диспетчерских данных) – 98,42 тыс. т/сут (4101 м3/ч при ? = 835,6 кг/м3).
     Цель этого расчета - определить гидравлический уклон и полные (или общие) потери напора. Они складываются из потерь напора на трение и на преодоление разности геодезических высот трубопровода.
     Исходные данные для гидравлического расчета:
     Производительность Q = 4101 м3/ч = 1,139 м/c;
     Фактическая раскладка труб для определения эквивалентного диаметра;
     Длина исследуемого участка L = 423000 метров;
     Физические свойства нефти: ?= 835,6 кг/м3, ? = 5,72 сСт – средние значения.
 Расчет потерь напора на участке по перегонам.
     Т.к. нефтепровод имеет неодинаковую толщину стенки, то скорость течения нефти будет неодинаковой. Поэтому воспользуемся понятием эквивалентного диаметра. Эквивалентный диаметр - это такой диаметр, потери напора при котором равны потерям напора в существующем сложном трубопроводе.
     Эквивалентный диаметр DЭ определяется по формуле:
     (2.1)

где: L - общая длина участка нефтепровода, м;
	 - длина участка нефтепровода с толщиной стенки ?i , м;
      di - внутренний диаметр нефтепровода (принимаем из диспетчерских данных);
т - коэффициент, характеризующий режим течения нефти.
      Средняя скорость течения нефти по трубопроводу с таким диаметром составит;
      .				(2.2)
      Определим режимы течения в каждой из ниток. Режим движения потока в трубопроводе характеризуется числом Рейнольдса и определяется по формуле:
       .					(2.3)
      Потери напора по длине нефтепровода зависят от режима течения нефти. Чтобы узнать в какой зоне происходит перекачка, найдем граничные числа: , где  - относительная шероховатость труб, выраженная через эквивалентную шероховатость Кэ (для сварных стальных труб после нескольких лет эксплуатации Кэ = 0,2 мм), :
      					(2.4)
      Для Ду 1220мм граничные значения числа Рейнольдса:
      					(2.5)
      					(2.6)
      где V - скорость течения нефти по трубопроводу, м/с;
      (DЭ) - эквивалентный диаметр нефтепровода, м;
      и- кинематическая вязкость нефти, м2/с;
      Т.к. < Re < , следовательно, режим течения турбулентный, зона смешанного трения.
      При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу напор, развиваемый насосами нефтеперекачивающей станций, расходуется на трение , преодоление местных сопротивлений , статического сопротивления из-за разности геодезических (нивелирных) отметок , а также создания требуемого остаточного напора в конце трубопровода . С учетом многолетнего опыта эксплуатации трубопроводов с достаточной для практических расчетов точностью можно принять, что потери напора на местные сопротивления составляют 1-3 % от линейных потерь. В итоге, напор, необходимый для ведения перекачки с заданным расходом
      .					(2.7)
     Коэффициент гидравлического сопротивления при течении нефти в режиме смешанного трения является функцией числа Re и эквивалентной шероховатости и определяется по формуле:
     .		(3.8)

     Гидравлические потери по длине ht (м) определяются по формуле:
     ,		(2.9)
где L - протяженность трубопровода в метрах;
g - ускорение свободного падения (g = 9,81 м2/с).
     Общие потери напора с учетом местных сопротивлений, геодезических отметок ?z (м) и необходимого конечного напора Нк (м), (Нк принимаем равным 32 (м)), определим по формуле (2.7):
     .
      Гидравлический уклон показывает, каковы потери напора на трение на единицу длины трубопровода. Он определяется по формуле:
      .		(2.10)
     Определим потери напора по его перегонам. Всего на участке Парабель-Анжеро-Судженск магистрального нефтепровода А-А-С два перегона. Их характеристика приведена в таблице (6):
Таблица 6 - Характеристика перегонов участка Парабель – Анжеро-Судженск магистрального нефтепровода А-А-С
Перегон

? L, км

? z, м

1. Парабель - Орловка

296

3,7

2. Орловка – Анжеро-Судженск

128

153,7

?

423

157,4


	Т.к. гидравлический уклон известен, то потери напора можно определить для всех перегонов, кроме последнего, по формуле:
,					(2.11)
Где: Hi - потери напора на соответствующем перегоне, м;
i - гидравлический уклон при проектной производительности;
?L- длина соответствующего перегона, м;
?z - разность геодезических отметок конца и начала перегона, м;
Для последнего перегона Орловка-Анжеро-Судженск следует учесть конечный напор = 31,72 метров:
.				(2.12)
	Произведем расчет потерь по перегонам:
1. Перегон Парабель - Орловка (?L= 295 км, ?z = 3,7 м).

2. Перегон Орловка - Анжеро-Судженск (?L= 128 км, ?z = 153,7 м).

	Сведем данные расчетов в таблицу:
Таблица 7 - Результаты расчета потерь напора по перегонам при  производительности  Q = 4101 м?/ч
i Перегон

Потери на перегоне м

1. Парабель – Орловка

231,5

2. Орловка – Анжеро-Судженск

283,9

?

515,4

 Выбор оптимального режима при существующем оборудовании.
      При существующем оборудовании возможны следующие методы регулирования:
- изменение схемы работы станций;
- изменение числа работающих насосов;
- дросселирование.
      Дросселирование – это уменьшение сечения напорного трубопровода, т.е. создание дополнительного сопротивления потоку жидкости, что достигается прикрытием дросселирующего органа.
      Преимущество данного метода регулирования то, что для его осуществления не требуется никаких капитальных затрат.
      В настоящее время на участке Парабель - Анжеро-Судженск установлено следующее оборудование:
 Таблица 8 - Сведения по диаметрам роторов основных магистральных насосов НМ 10000-210.
Станция

Агрегат

Диаметр рабочего колеса, мм

Ротор
Парабель
№1

495

0,7·Qн

№2

495

0,7·Qн

№3

475

0,5·Qн

№4

475

0,5·Qн
Орловка
№1

475

0,5·Qн

№2

475

0,5·Qн

№3

475

0,5·Qн

№4

495

0,7·Qн

     Рассмотрим режим работы участка нефтепровода Парабель - Анжеро-Судженск при Q = 4101(м?/ч) с работающими на НПС "Парабель" насосными агрегатами № 3,4 и двумя подпорными насосами НМП 3600-87 и НПС "Орловка" с работающим насосным агрегатом № 1
     Произведем аналитическую проверку работы НПС на этом участке нефтепровода, при которой должны выполнятся условия:
     						(2.13)
     						(2.14)
     где: Нстi, - напор, развиваемый насосами i-той НПС, м;
     Нд - допустимый напор в трубопроводе, м;
     ?Hстi - подпор перед i-той станцией, м;
     ?Нд  - допустимый подпор перед  i-той станцией, м.
     Невыполнение условия (2.13) грозит разрушением трубопровода, т.к. в этом случае напор НПС превысит допустимый напор. При невыполнении условия (2.14) в насосах НПС начинается кавитация, что недопустимо для нормальной работы нефтепровода.
     Напор, развиваемый насосами НПС можно найти из выражений (2.15) и (2.16);
     Для первой станции:
.					(2.15)

     Для остальных станций:
     ,				(2.16)
     где: НП - напор развиваемый подпорными насосами НМП 3600 - 87 при заданной производительности. В данном случае заданная производительность  Q = 4101 м?/час, НП = 147 метров.
k-количество насосов, одновременно работающих на рассматриваемой НПС.
ННАС - напор одного основного насоса;
hВН - потери напора во внутренних коммуникациях НПС. Они принимаются равными hВН = 15 метров.
?HНС - подпор перед рассматриваемой станцией. Он определяется по
формуле (2.17).
     Допустимый напор в трубопроводе определяется максимальным давлением Рдоп которое он может выдержать. 
     Допустимые значения давления в трубопроводе представлены в таблице 9.


Таблица 9 - Значения допустимых давлений на входе (?Pдоп) и выходе (Pдоп) станций участке Парабель - Анжеро-Судженск нефтепровода А-А-С
Наименование
НПС
Д А В Л Е Н И Е, МПа

Допустимая нагрузка эл. двигателя в амперах осн./подпорн. агрегатов

На входе НПС
На выходе НПС


Рабочее по САР
Рабочее по САР

Парабель
0,65
5,0
417/54,5
Орловка
0,65
5,1
417

Подпор перед первой станцией равен напору подпорного насоса НМП 3600-87. Подпор перед остальными станциями можно найти по формуле (2.17):
					(2.17)
     где: Hст(i-1) - напор предыдущей станции, м;
h(i-1) - потери напора на перегонах между станциями, м. Они были определены в предыдущей части данной главы.
     1. НПС№1 "Парабель"
     
     2. НПС № 2 "Орловка"
     
     
     3. КП "Анжеро-Судженск".
      ?HКП =  569,5 – 283,9 = 285,6 м > HK,
     Для того, чтобы напор на КП Анжеро-Судженск  приблизительно равнялся 32 м, дросселируем на НПС № 2 "Орловка" 253,6 метра, тогда;
     
     ?HКП =  315,9 – 283,9 = 32(м) = HK.
     Представим результаты регулирования режима работы участка нефтепровода в виде таблицы:
     

     Таблица 10 - Результаты регулирования режима работы участка нефтепровода
     при Q = 4101 м?/ч
НПС
Насос
Ротор, мм
Потери напора на перегоне,
м
Подпор перед НПС ?Нст , м
Кол-во включенных насосов, к
Напор одного насоса,
Ннас, М
Напор за НПС,
Нет, М
Парабель
НМ 10000-210
2(475)
-----
147
2
228
588
Орловка
НМ 10000-210
1(475)
231,5
356,5
1
228
569,5
Анжеро-Судженск
-------
------
283,9
------
------
------
-----

     Рассчитаем затраты мощности на перекачку нефти и дросселирование, если КПД насоса НМ 10000 - 210 с ротором D2 = 475 мм равен 74%, насоса НМП 3600 - 87 равен 84% по формуле (2.18):
     ,						(2.18)

     где: 
     kз - коэффициент запаса равный 1,1;
     р = 867 кг/м3 - плотность перекачиваемой нефти;
     g = 9,81 м/с2 - ускорение свободного падения;
     Q производительность, с которой производится перекачка нефти м?/ч;
     Н - напор всех насосов, необходимых для перекачки нефти, м;
     ?- КПД насосных агрегатов.
     Формула (2.18) применима, когда для перекачки нефти используются одинаковые насосы с одинаковыми характеристиками. Но в нашем случае используются насосы с разными характеристикам, поэтому оптимизируем формулу (2.18) для нашего случая и представим ее в виде:
,	     (2.19)

     где: n, n1, n2 - количество участвующих в перекачке нефти подпорных и основных насосов;
     НП, H1, Н2 - напоры подпорных и основных насосов;
     ?, ?1, ?2, - КПД подпорных и основных насосов.
     Т.к. КПД одновременно работающих насосов не одинаков, дросселируемую мощность определим как соотношение дросселируемого напора к общему развиваемому напору всеми участвующими в перекачке насосами, т.е.:
      .					(2.20)

     Мощность, затрачиваемая на перекачку будет равна:
      
     Мощность, затрачиваемая на дросселирование будет равна: 
      
     Рассмотрим вариант с изменением числа включенных насосных агрегатов. На НПС "Парабель" – 2 подпорных агрегата НМП 3600-87, 1 основной агрегат № 2 (НМ 10000-210 с ротором на Q = 7000 м?/ч). На НПС "Орловка" 1 основной агрегат (НМ 10000-210 с ротором на Q = 5000м?/ч)  Проведем аналитическую проверку:
    1. НПС №1 "Парабель"
    
    2. НПС № 2 "Орловка"
    
    
    3. КП "Анжеро-Судженск".
     ?HКП =  397,5 – 283,9 = 113,6м > HK,
    Для того, чтобы напор на КП Анжеро-Судженск  приблизительно равнялся 32 м, дросселируем на НПС № 2 "Орловка" 81,6 метра, тогда;
    
    ?HКП =  315,9 – 283,9 = 32(м) = HK. 

     Результаты расчетов для наглядности сведем в таблицу: 
Таблица 11 - Результаты регулирования режима работы участка нефтепровода при
Q = 4101 м?/ч
НПС
Насос
Ротор, мм
Потери напора на перегоне,
м

Подпор перед НПС ?Нст , м
Кол-во включенных насосов, к
Напор одного насоса,
Ннас, М
Напор за НПС,
Нет, М

Парабель
НМ 10000-210
1(495)
-----
147
1
284
416
Орловка
НМ 10000-210
1(475)
231,5
184,5
1
228
397,5
Анжеро-Судженск
-------
------
283,9
------
------
------
-----

     Мощность, затрачиваемая на перекачку будет равна:
     
     Мощность, затрачиваемая на дросселирование будет равна: 
     
     Затраты мощности на перекачку нефти при втором варианте (т.е. изменения количества и марок насосов) значительно меньше чем при первом, затрачиваемая мощность уменьшилась на 45%.
     Вывод. Регулирование режимов работы участка Парабель – Анжеро-Судженск, нефтепровода А-А-С, при существующем оборудовании дает следующие результаты. При Q = 4101 м?/ч были рассмотрены два режима работы участка нефтепровода:
     - При первом на НПС: "Прабель" в работе два основных с Q = 5000 м?/ч и на НПС "Орловка"  один основной с Q = 5000 м?/ч. Общее число находящихся в работе основных насосов - 3. Общий дросселируемый напор составил 253,6 м. Затрачиваемая мощность на перекачку нефти N = 11,29 МВт, на дросселирование Nдр =3,8 МВт.
     - При втором на НПС "Парабель" в работе один основной агрегат с Q = 7000 м?/ч, и на НПС "Орловка" один основной с Q = 5000 м?/ч. Общее число работающих основных насосов - 2. Затрачиваемая мощность на перекачку нефти N = 9,67 МВт, на дросселирование Nдр =1,3 МВт. Второй вариант регулирования режима работы нефтепровода более экономичен.
 Выбор оптимального режима при замене марки насосов.
     Рассмотрим возможность регулирования режима работы участка нефтепровода А-А-С при Q = 4101 (м?/ч), с применением насосов НМ 7000-210 на НПС "Парабель"  (D = 475 мм), с развиваемым напором, при данной производительности, Н = 260 метров, а на НПС "Орловка" НМ 5000-210 (D = 450 мм) с развиваемым напором Н = 250 метров. 
     Произведем аналитическую проверку для данного варианта:
     1. НПС №1 "Парабель"
     
     2. НПС № 2 "Орловка"
     
     
     3. КП "Анжеро-Судженск".
      ?HКП =  395,5 – 283,9 = 111,6 м  > HK,
     Для того чтобы напор на КП Анжеро-Судженск приблизительно равнялся 32 м, дросселируем на НПС № 2 "Орловка" 79,6 метра, тогда:
     
     ?HКП =  315,9 – 283,9 = 32(м) = HK.
     Представим результаты аналитической проверки в виде таблицы:
Таблица 12  - Результаты регулирования режима работы участка нефтепровода при 
Q = 4101 м?/ч
НПС
Насос
Ротор, мм
Потери напора на перегоне,
м
Подпор перед НПС ?Нст , м
Кол-во включенных насосов, к
Напор одного насоса,
Ннас, М
Напор за НПС,
Нст, М
Парабель
НМ 7000-210
1(475)
-----
147
1
260
392
Орловка
НМ 5000-210
1(450)
231,5
160,5
1
250
395,5
Анжеро-Судженск
-------
------
283,9
------
------
------
-----

     Мощность, затрачиваемая на перекачку будет равна:
     
     Мощность, затрачиваемая на дросселирование будет равна:
     
     Рассмотрим возможность регулирования режима работы участка нефтепровода А-А-С при Q = 4101 (м?/ч), с применением насосов НМ 7000-210 на НПС "Парабель"  (D = 475 мм), с развиваемым напором, при данной производительности, Н = 260 метров, а на НПС "Орловка" НМ 3600-230 (D = 460 мм) с развиваемым напором Н = 200 метров.
     Произведем аналитическую проверку для данного варианта:
     1. НПС №1 "Парабель"
     
     2. НПС № 2 "Орловка"
     
     
     3. КП "Анжеро-Судженск".
     ?HКП =  345,5 – 283,9 = 61,6 м  > HK,
     Для того, чтобы напор на КП Анжеро-Судженск  приблизительно равнялся 32 м, дросселируем на НПС № 2 "Орловка" 29,6 метра, тогда;
     
     ?HКП =  315,9 – 283,9 = 32(м) = HK.
     Представим результаты аналитической проверки в виде таблицы:
Таблица 13 - Результаты регулирования режима работы участка нефтепровода при Q = 4101 м?/ч
НПС
Насос
Ротор, мм
Потери напора на перегоне,
м
Подпор перед НПС ?Нст , м
Кол-во включенных насосов, к
Напор одного насоса,
Ннас, м
Напор за НПС,
Нст, м
Парабель
НМ 7000-210
1(475)
-----
147
1
260
392

Продолжение таблицы 13.
Орловка
НМ 3600-230
1(460)
231,5
160,5
1
200
345,5
Анжеро-Судженск
-------
------
283,9
------
------
------
-----
    
     Мощность, затрачиваемая на перекачку будет равна:
     
     Мощность, затрачиваемая на дросселирование будет равна:
     
     Регулирование режимов работы участка Парабель – Анжеро-Судженск , нефтепровода А-А-С, при замене марки насосов дает следующие результаты. При Q = 4101 м?/ч были рассмотрены два режима работы участка нефтепровода:
     - При первом работает НПС "Парабель" с основным насосным агрегатом НМ 7000-210. НПС "Орловка"  с насосным агрегатом НМ 5000 - 210 Общее число находящихся в работе насосов - 2. Общий дросселируемый напор составил 79,6 м. Затрачиваемая мощность на перекачку нефти N = 8,15 МВт, на дросселирование Nдр = 1,09 МВт.
     - При втором работают НПС "Парабель" с основным насосным агрегатом НМ 7000-210. НПС "Орловка"  с насосным агрегатом НМ 3600 - 230 Общее число находящихся в работе насосов - 2. Общий дросселируемый напор составил 29,6 м. Затрачиваемая мощность на перекачку нефти N = 7,64 МВт, на дросселирование Nдр = 0,41 МВт.
      Второй вариант регулирования режима работы нефтепровода более экономичен.
 Расчет регулирования путем изменения частоты вращения насоса
                  Рассмотрим приведение характеристик насосов к рабочей точке путем изменения частоты вращения одного из насосов при Q=Q0=4101 м3/час; H=H0=513 м.
      При изменении частоты вращения ротора насосов, уравнение характеристики H-Q магистральных насосов НПС, будет
      , 			(2.20)
где - отношение новой частоты вращения насоса к паспортной.
      Суммарная характеристика магистральных насосов НПС «Парабель» с учетом регулирования одного насоса
      ;		(2.21)
         ;
         
         Тогда новая частота насоса
         
         
      Рисунок 1 - Совмещенная характеристика H-Q участка магистрального нефтепровода и НПС «Парабель» с регулировкой способом частоты вращения.
Напор, развиваемый регулируемым магистральным насосом
      
Напор, развиваемый не регулируемыми насосами

КПД магистральных насосов после регулирования изменением частоты вращения рабочих колес насосов при производительности , учитывая 

КПД нерегулируемых насосов при производительности 
      
Далее определим КПД установки 

Мощность установки (затраченная)

 Выбор оптимального режима из всех рассмотренных вариантов регулирования.
     Сравним все выше приведенные варианты регулирования режима работы участка нефтепровода А-А-С, участок Парабель - Анжеро-Судженск. Составим таблицу, которой приведем сведения о режиме работы участка нефтепровода, количество включенных подпорных и основных насосных агрегатов дросселируемый напор и мощность, общей потребляемой мощности.
Таблица 14 -  Режим работы участка нефтепровода А-А-С Парабель - Анжеро-Судженск 
Способ регулирования режима работы нефтепровода
Кол-во агрегатов
НМП
Кол-во основных агрегатов
Дросселируемый напор Ндр,м

Дросселируемая мощность Nдр,кВт

Потребляемая мощность N. кВт

1) Путем замены ротора насоса, работающие НПС: "Парабель" НМ 10000-210 (ротор 0,5) "Орловка" НМ 10000-210 (ротор 0,5).
2

3

253

3790

11292

2) Путем замены ротора насоса, работающие НПС: "Парабель" НМ 10000-210 (ротор 0,7), "Орловка" Н.......................