Необходимое для обеспечения заданной пропускной способности нефтепровода число НПС определяется из уравнения балансов между полными потерями напора в трубопроводе и напором развиваемым насосами НПС. Для эксплуатационного участка оно может быть записано следующим образом
,(6.19)
где Hп – начальный напор в участке (напор развиваемый подпорными насосами); n0 – теоретическое число НПС; Hст= kHн-hст – напор развиваемый НПС; k – количество рабочих магистральных насосов на, НПС; Hн – напор развиваемый одним насосом; hст =15¸20м – внутристанционные потери напора; Н – полные гидравлические потери, м; hк =20 ¸ 40 м – остаточный напор в конце участка.
Из (6.19.) теоретическое число НПС будет равно
. (6.20)
Практически всегда n0 будет получаться в виде неправильной дроби и возникает необходимость округления числа НПС.
При округлении в большую сторону суммарный напор всех НПС будет превышать необходимый для обеспечения заданной пропускной способности. Если характеристику НПС представить аналитически
(6.21)
где а и b – коэффициенты позволяющие описать характеристику НПС, то уравнение баланса напоров можно записать в следующем виде
. (6.22)
В этом случае:
(6.23)
Если повышение пропускной способности не желательно, напор развиваемый всеми НПС необходимо снизить на величину
. (6.24)
Это возможно выполнить заменой рабочих колес на части насосов или обточкой рабочих колес. Во избежание снижения к.п.д. насосов обточка не должна превышать 10%.
Если суммарный напор НПС не снизить, то величина D H будет потеряна на дросселирование.
При округлении в меньшую сторону (n < n0) пропускная способность нефтепровода снизится. Для повышения ее до заданного уровня используют прокладку лупинга для снижения потерь напора в трубопроводе на величину
(6.25)
где i – гидравлический уклон нефтепровода, iл – гидравлический уклон лупингованного участка, iл = ωi.
При одинаковых диаметрах лупинга и магистрали:
, (6.26)
w = 0,296 – для зоны Блазиуса, w = 0,272 – для зоны смешанного трения.
Принятые НПС надо расставить по трассе МН таким образом, чтобы давление за НПС не превышало допустимого по прочности трубопровода или насоса, а на входе в НПС не было меньше допустимого гарантирующего бескавитационный режим работы насосов:
, (6.27)
, (6.28)
где h – напор на входе в НПС; P¶ – допустимое давление труб МН; Dh¶ – допустимый кавитационный запас насоса; Ps – давление насыщения нефти, Па; Pa – атмосферное давление, Па; hвст – потери напора в трубопроводах от магистрали до входа в первый работающий насос hвст ≈ 10 м.
Для упрощения задачи определения положения НПС используется графоаналитический метод (метод Шухова) их расстановки. Для начала рассмотрим вариант расстановки четырех НПС, причем при округлении количества станций в большую сторону и регулировании избытка напора путем обточки рабочего колеса насоса.
Для этого на сжатом профиле (Рис. 6.5) (вертикальный масштаб профиля соответствует масштабу напора, горизонтальный – длины нефтепровода) от начальной точки трассы в масштабе высот профиля откладываем по вертикали величину подпора Нп, затем от подпора отложим суммарный напор всех НПС Нст, получим точку А. От конечной точки трассы откладываем величину Нк (20-40м), получим точку В. Соединим точки А и В, полученная наклонная прямая и есть линия гидравлического уклона i. Из точек 3,2,1 суммарного напора станций проводим линии параллельные линии гидравлического уклона. Точки пересечения этих линий с линией подпора спроецируем на профиль трассы и получим место расположения НПС.
Рис. 6.5. Расстановка НПС с округлением в большую сторонучисла станций.
Далее анализируют возможность и целесообразность сооружения НПС в выбранном месте. Вместо точки расположения НПС можно получить зону расположения НПС. При этом правая граница зоны будет соответствовать минимально допустимому подпору по условию безкавитациооной работы насосов , левая – ограничиваться величиной напора, который способен выдержать трубопровод, т.е. максимально допустимому напору из условия прочности трубопровода .