Физико-химические свойства нефти и нефтепродуктов. Состав сооружений магистральных трубопроводов

Основным физико-химическим свойствам нефти и нефтепродуктов являются его плотность ρ и кинематическая вязкость ν. При изменении температуры эти параметры изменяются в широких пределах. С ростом температуры уменьшаются плотность и вязкость нефти и нефтепродуктов. Зависимость плотности от температуры определяется формулой Менделеева (вообще-то эта формула справедлива почти для всех жидких и твердых тел):

, (1)

где ρ_Т и ρ₂₉₃ - соответственно плотности нефти при температурах Т и 293К, β_р - коэффициент объемного расширения, который зависит от значения плотности нефти ρ₂₉₃ при температуре 293К. Иногда используется другая формула:

; (2)

в этих выражениях коэффициенты β_р и ξ (коэффициент температурной поправки) в зависимости от плотности заданы в специальной таблице ([ρ]=кг/м³, [ξ]=10^-3кг/(м³∙К), [β_р]=10^-61 /К).

Коэффициент температурной поправки ξ в случае отсутствия таблицы, или в случае выхода значений ρ₂₉₃ за пределы интервалов таблицы, приближенно можно найти следующим образом:

. (3)

Вязкость нефти и нефтепродуктов определяется свойством жидкости оказывать сопротивления при их движений по трубопроводам. Зависимость вязкости от температуры определяется формулами Вальтера и Рейнольдса-Филонова (есть и другие формулы). Точность формулы Вальтера выше, однако, она сложная. Поэтому для расчетов часто используется формула Рейнольдса-Филонова:

, (8)

здесь u называется коэффициентом крутизны вискограммы. Если известны вязкости для двух температур, то

. (9)

Точность этой формулы удовлетворительна для интервала Т₂<T<T₁.

Формула Вальтера (ASTM) имеет вид:

lg lg (ν+0,8)=a+b∙lgT, (10)

здесь эмпирические коэффициенты

a= lg lg (ν₁+0,8) - b∙lgT₁, b=lg[lg(ν₁+0,8)/ lg(ν₂+0,8)]/lg(T₁/T₂), (11)

где ν - кинематическая вязкость (ν - при температуре T, ν₁ - при T₁, ν₂ - при T₂), мм²/с; Т - абсолютная темпе­ратура, К.

К основным видам транспорта нефти и нефтепродуктов принадлежат железнодорожный транспорт, речной транспорт, морской транспорт и трубопроводный транспорт. Каждый вид транспорта имеет сильную и слабую сторону. Самый дешевый транспорт трубопроводный и водный. Однако водный путь может быть длинным и иметь навигационный период (зимой замерзает). Хотя водный путь не требует больших капитпловложений, но может иметь многих ограничений (относительно глубины, ширины реки, особенности течений). Кроме того, она с точки зрения экологии, или безопастности, может быть очень опасным (например, захваты танкеров в Аденском заливе пиратами, аварии танкеров в морях). Железнодорожный транспорт почти не зависит от климатических и сезонно-суточных влияний, но такая трасса обычно не самая короткая. Он имеет ограниченный пропускную способность. Трубопроводный транспорт требует довольно большую первоначальную затрату на его строительства, однако не зависит от внешних условий, от времени года и сутки, легко управляем (его нетрудно автоматизировать). Трубопровод связывает две пункты трассы самым коротким путем, быстро строится. Слабая сторона этого транспорта, она металлоемка и после постройки не может менять свои направлению. При проектировании нового грузопотока следует иметь в виду, что длина пути при железнодорожном, водном и трубопроводном транс­порте не одинакова. Наикратчайший путь - трубопроводная магист­раль, наиболее длинный - речной путь. При выборе способа транспорта в зависимости от наличия водных и железнодорожных путей на всем протяжении, между пунктами рассматривают комбинированные варианты способов транспорта (например, водного с железнодорожным).

При выборе того или иного вида транспорта и их взаимодействия необходимо принимать во внимание не только технико-экономические особенности, но и достигнутый уровень развития, технико-экономические показа­тели, сферы наиболее экономичного применения транспорта этих видов, региональные особенности и др. В связи с этим возникает вопрос о выборе наивыгоднейшего способа транспортировки. По действую­щей в настоящее время методике эта задача решается путем сопос­тавления приведенных годовых расходов по различным видам транс­порта, которые состоят из капиталовложения и из эксплуатационных расходов. Оптимальным считается вариант с наименьшими приведенными годовыми расходами. В общем виде приведенные расходы Р (в у.е./год) выражаются формулой:

Р = Э + ЕК, (11)

где Э - эксплуатационные расходы, К - капиталовложения, определяемые для соответствующего вида транспорта, Е - нормативный коэффициент капиталь­ных вложений (для нефтегазовой промышленности Е = 0,12 1/год). Е=1/Т, где Т - нормативный срок окупаемости (для нефтегазовой промыш­ленности Т = 8,3 года).

Эксплуатационные расходы Э различных видов транспорта опре­деляют по одинаковой формуле

Э = SG_годL, (12)

где S - себестоимость перевозок; G_год- количество (масса) транспорти­руемого нефтепродукта в год; L - длина пути.

Капиталовложение для различных видов транспорта определяются по разному. Для железнодорожного транспорта капиталовложение определяется стоимостью дополнительных вагон-цистерн и локомотивов, необходимых для перевозки заданного объема нефтяного грузапотока. Для речного транспорта капиталовложение определяется стоимостью дополнительных барж, буксиров и речных танкеров, необходимых для перевозки заданного объема нефтяного грузапотока, а также стоимостью береговых резервуаров на начальном и конечном пунктах трассы, необходимых для хранения перевозимых нефти и нефтепродуктов в ненавигационное время (когда река замерзает). Для трубопроводного транспорта капиталовложение определяется суммой капиталовложении, вложенное в линейную часть трубопровода (оно зависит от длины и диаметра трубопровода) и капиталовложении, вложенное в нефтеперекачивающие станций (НПС). В этом случае в специальной таблице задаются стоимость одного километра трубопровода (зависит от его диаметра) и стоимость одной НПС. Теперь приступим к определению капиталовложений К (в у.е.) для транспорта различных видов.

1. При определении капитальных затрат в железнодорожный транс­порт учитывают только дополнительные затраты на расширение парка вагонов-цистерн и локомотивов (тепло- или электровозов):

К_жд=цс_ц+zc_z, (13)

где z - число локомотивов, ц - необходимое число вагонов-цистерн.

: (14)

n_ц - число оборотов ци­стерны за год; V_ц - вместимость одной цистерны; ρ - плотность транспортируемого нефтепродукта, n_м - число цистерен в маршруте;

n_ц =365/τ_п, (15)

τ_п - полное время оборота одной цистерны:

,

L_жд - расстояние, на которое осуществляют перевозки по же­лезной дороге; l_жд- среднесуточный пробег цистерны, на основа­нии фактических данных принимаемый равным 200...250 км/сут; τ_в - время погрузки и выгрузки; χ_жд - коэффициент неравномерно­сти работы железнодорожного транспорта, учитывающий возмож­ные задержки цистерны в пути из-за заносов и других непредвиден­ных обстоятельств (χ_жд = 1...1,5); c_z - стоимость одного тепло- или электровоза (стоимость одного электровоза в зависимости от его мощности принимаем равной 66,8...278 тыс. у.е.., а одного тепловоза - 104...318 тыс. у.е.); с_ц - стоимость одной цистерны (стоимость одной цистерны вместимостью 60 м³ принимаем равной 5,7 тыс. у.е.). В тех случаях, когда ставится вопрос о сооружении новой желез­ной дороги, по которой будут перевозиться преимущественно нефтя­ные грузы, затраты на ее сооружение относят на нефтеперевозку. Стоимость строительства 1 км главного пути однопутной железной дороги составляет 165...260 тыс. у.е., двухпутной - 250...390 тыс. у.е., стоимость сооружения железнодорожной станции достигает 30 млн. у.е. Помимо этого необходимо учитывать затраты на сооруже­ние сливно-наливных коммуникаций на головном и конечном пунктах трассы. Очевидно, что в этом случае следует проводить сравнение по всем видам нефтегрузов, транспортируемых в данном направлении.

2. Капиталовложения в водный транспорт К_в, слагаются из суммы затрат на сооружение дополнительного количества емкостей для перевозки нефти К_6р, силовых установок К₆ и необходимой береговой емкости K_V, т.е

К_в= К_6р+ К_б + K_V. (16)

Затраты на сооружение емкостей:

К_6р=с_6рГ, (17)

где с_6р- стоимость единицы грузоподъемности танкера (с_6р=35...45 у.е./т); Г - общая грузоподъемность всех танкеров, необходимых для заданного грузопотока:

Г = G_год/ n_6р, (18)

n_6р - число рейсов (оборотов) в год одной баржи, определяемое по формуле:

n_6р = τ_н /τ_п, (19)

τ_н - продолжительность навигационного периода; τ_п - полное время оборота одной баржи (танкера):

. (20).

Здесь L_в - расстояние, на которое осуществляют перевозки по воде; l₁, l₂ - суточный ход танкеров соответственно вверх и вниз по течению (в простых расчетах для примера принимать: против течения в пределах 95-105, по течению - 190-220 км/сут); τ_в - время погрузки и выгрузки; χ_в - коэффициент неравномерности работы водного транспор­та, обусловленный задержками (χ_в=1...1,5). Для речных танкеров средняя скорость движения может быть принята равной 350 км/сут.

Стоимость силовых установок составляет:

К_б=с_бN_б, (21)

где с₆ - стоимость единицы мощности силовых установок (в пределах 1,8...2,6 тыс. у.е./кВт); N₆ - необходимая мощность силовых установок:

N₆=р_бГ, (22)

где р₆ - мощность, необходимая для буксировки единицы груза (в пределах 0,06-0,12 кВт/т).

Капиталовложения на сооружение необходимой береговой емкости (для хранения нефти в ненавигационный период):

K_v=c_pV₀, (23)

где с_р - стоимость единицы емкости (с_р=10...20 у.е/м³); V₀ -практический объем установленных резервуаров при известном тео­ретическом объеме всех резервуаров (для задач принимается V≈1,05∙ V₀):

(24)

η_p -коэффициент заполнения емкости.

3. Капиталовложения в трубопроводный транспорт К_тр складыва­ются из затрат на сооружение линейной части трубопровода К_л, затрат на сооружение головной, промежуточной насосных станций и резервуарного парка:

К_тр=К_л+ С_ГНС +(n-l)С_ПНС +V_pc_p. (25)

Здесь С_ГНС, С_ПНС - стоимость сооружения соответственно головной и промежуточной насосных станций; п - общее число насосных станций; V_p - необходимая вместимость резервуаров; с_р -стоимость 1 м³ установленной емкости. Стоимость 1 м³ емкости с_р для сопоста­вительных расчетов с учетом технологических трубопроводов и вспо­могательных сооружений ориентировочно можно принимать равной 20 руб/м³.

Число насосных станций п определяют из технологическо­го расчета или оценивают ориентировочно из условия, что на каждые 100... 150 км трубопровода приходится одна насосная станция.

Капитальные затраты в линейную часть определяют по выражению:

К_л=с_лL_тр, (26)

где L_тр - длина трубопровода; с_л - затраты на сооружение 1 км линейной части трубопровода.

В тех случаях, когда заданный объем перекачки не попадает в интервал пропускных способностей, указанных в таблице, оптималь­ный диаметр и число насосных станций определяют на основании технологического расчета. Расчет ведется для трех смежных диаметров. Если по пути проектируемого трубопровода имеются сбросы или подкачки, а также связанные с ним вновь проектируемые нефтеба­зы, наливные пункты и т.п., то возможно, что линейную часть будут сооружать из труб разных диаметров, а насосные станции снабжать различным оборудованием, имеющим разные единичные стоимос­ти. В этом случае технологический расчет ведут по участкам с раз­личными диаметрами, приведенные затраты вычисляют в целом для всей системы с учетом участков.

Трубопроводы бывают внутренними (внутрипромыслевые, внутризаводские), местными и магистральными.

Внутренние трубопроводы соединяют различные объекты и установки на промыслах, НПЗ и нефтебазах. Их длина до десятков километров. Внутренних трубопроводов обычно называют технологическими трубопроводами.

Местные трубопроводы соединяют промыслы с головной НПС, или НПЗ с пунктами налива на железную дорогу или в наливные суда. Их длина несколько десятков километров.

Магистральные трубопроводы характеризуются большой протяженностью (сотни и тысячи километров), поэтому нефть перекачивается многими станциями на трассе, работают круглосуточно, круглогодично и безостановочно. Кратковременные остановки их работы связаны с ремонтом, или с аварией на трубопроводе. Их длина превышает 50 километра, а диаметр трубы от 219 мм до 1220 мм включительно. Относительно диаметров трубы магистральные нефтепроводы делятся на 4 класса: для 1-класса условный диаметр в пределах 1000мм<D≤1200мм, для 2-класса - 500мм<D≤1000мм, для 3-класса - 300мм<D≤500мм, для 4-класса - D≤300мм болғанда. Относительно назначения и диаметров трубы с учетом меры безопастности, магистральные трубопроводы делятся на 5 категорий: В, I, II, III и IV.

Состав сооружений магистральных трубопроводов такой:

- подводящие трубопроводы, по которым нефть перекачивает от промысла или нефтепродукт от завода в резервуары головной НПС;

- головная перекачивающая станция (или ГНПС, здесь производится приемка и сбор нефти, разделение их по сортам, учет и перекачка на следующую станцию);

- промежуточная перекачивающая станция (ПНПС, здесь производится перекачка нефти на следующую станцию);

- конечный пункт трубопровода (здесь принимает продукт из трубопровода или отправляет его далее другими видами транспорта);

- линейные сооружения трубопровода.

В состав линейных сооружений входят сам трубопровод, линейные колодцы на трассе, дома линейных ремонтеров, устройства линейной и станционной связи (если связь прекращается, то остановливает и перекачку), установки катодной, протекторной и дренажной защиты, вспомогательные сооружения. Через природные и искусственные преграды (овраги, мелкие реки, дороги, и т.д.) они проходят при помощи переходов различных конструкций. Через каждые 15-20 км в трассе есть дома линейных ремонтеров и аварийно – восстановительные пункты (АВП). Их назначения - охрана трубопровода, наблюдение и ремонт линии связи и установок катодной, протекторной и дренажной защиты. Через такой же промежуток трассы устанавливаются линейные задвижки, которые в случае необходимости перекрывает участки трубопровода.

Таким образом, в состав линейных сооружений входят комплекс защиты трубопроводов от подземной коррозии. Защита металла труб от почвенной коррозии производится по­крытием наружной поверхности трубопровода противокоррозионной изоляцией и применением электрической за­щиты по всей длине трубопровода, сооружаемой одновременно со строительством последнего.

При катодной защите действие анодных участков трубы ликвидируется наложением на нее отрицательного по­тенциала, получаемого от внешнего источника постоян­ного тока, положительный потенциал которого отво­дится к специальному заземлению - аноду. Положительный полюс источника постоянного тока соединяется с кусками железа, например старыми рельсами, зако­панными в землю, а отрицательный полюс - с трубопроводом. Отрицательные йоны, которые являются причиной коррозии идет к аноду и таким образом, вследствие гидролиза разрушается и уходит в раствор металл анодного железа.

При протекторной защите защитный ток возникает в результате работы гальванической пары протектор-труба при условии, что потенциал протектора ниже потенциала стали. Здесь не требуется установки источника электроэнергии, но расходуется значительное количество цветных металлов. Срок службы протектора обычно составляет 10-15 лет. Протекторную защиту ввиду значительного расхода цветных ме­таллов устанавливают лишь на отдельных участках трубопровода - в наиболее коррозионных местах и там, где нет источников тока или затруднительна установка их.

При электрическом дренаже блуждающие токи отводятся от трубопровода обратно в рельсовую сеть по проводу через регулируемые сопротивления. Но вместе с тем электрический дренаж таит в себе потенциальную опасность усиления коррозии соседних трубопроводов и кабелей, усиления коррозии рельсов и скрепления электрифицированных путей, прожогов самих трубопроводов и других кабелей и трубопроводов.

В состав линейных сооружений входят также различные переходы через естественных и искуственных препятствий, которые бывают надземными, подземными, наземными и подводными. Переход через балки и овраги осуществляют, как правило, подземным способом. Исключение составляют овраги, имеющие большую глубину при малой ширине (не больше 20-30 м). При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения водных преград трубопроводом предусматривает прокладку резервной нитки, а переходы делают в основном, подземными. Для многониточных систем необходимость строительства дополнительной резервной нитки независимо от ширины водной преграды устанавливается проектом. При ширине заливаемой поймы свыше 500 м по уровню горизонта высоких вод при 10% - ной обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами свыше 20 дней, а также при пересечении горных рек и соответствующем обосновании в проекте (например, труднодоступность для проведения ремонта) резервную нитку предусматривает при пересечении водных преград шириной до 75 м горных рек.

Подземное пересечение магистральным трубопроводом железных дорог осуществляют в защитных кожухах из труб диаметром на 100-200 ммбольше диаметра трубопровода. Концы кожуха должны выводиться на 2 м за подошву насыпи железнодорожного полотна, но не менее чем 25 мпо нормали от осей крайних путей железных дорог МПС и не менее 15 мот осей путей промышленных железных дорог. Концы кожуха должны иметь уплотнение, герметизирующее пространство между трубопроводом и кожухом.

В последнее время часто применяется закрытый способ (бестраншейная проходка), независимо от категории грунтов и диаметра трубопровода. При закрытом способе прокладки кожухов (футляров, где межтрубное пространство между защитным кожухом и трубопроводом герметизируется с применением резиновых манжет) применяют три способа проходки: прокалывание, горизонтальное бурение и продавливание.

Для сооружения подземных переходов через естественных и искуственных препятствий в наше время часто применяется метод ГНБ.Горизонтальное бурение (или ГНБ - Горизонтальное направленное бурение, англ. Horizontal Directional Drilling) - управляемый бестраншейный метод прокладывания подземных коммуникаций, основанный на использовании специальных буровых комплексов (установок). Международное обозначение - HDD или Horizontal Directional Drilling. Длина прокладки путей может быть от нескольких метров до нескольких километров, а диаметр более 1200 мм. Этапы строительства подземных коммуникаций состоит из бурения пилотной скважины, из расширения скважины и из протягиваний плети трубопровода.

НПС, которые поддерживает необходимое давление нефти на трубопроводе, состоит из следующих частей. В состав ГНПС входят магистральные и подпорные насосные цехи, резервуарный парк с запасом нефти 2-3 суточной перекачки, узел учета нефти, узел регулирования давления, узлы с предохранительными устройствами, а также технологический трубопровод. Отличие промежуточной НПС от головной, там нет подпорные насосные, резервуарный парк и узел учета нефти.

Если длина трубопровода превышает 800 км, то его делит на эксплуатационные участки длиной 400÷600 км. При эксплуатации трубопроводов большей протяженности выход из строя одной нефтеперекачивающих станции приводит к отключению сразу нескольких других станций (срабатывает система защиты от чрезмерно малых и чрезмерно высоких давлений). Разделив магистральный трубопровод на несколько эксплуатационных участков с 3÷4 нефтеперекачивающими станциями в каждом, а также с резервуарным парком в начальном пункте каждого из участков, мы получаем вместо одного как бы несколько состыкованных друт с другом трубопроводов. Отказ нефтеперекачивающих станции на одном из них не влияет на работу нефтеперекачивающих станции других "трубопроводов". "Нормами проектирования" установлена длина одного эксплуатационного участка равная: для магистральных нефтепроводов - 600 км, для магистральных нефтепродуктопроводов - 800 км. На начале эксплуатационных участков стоят НПС, аналогичные ГНПС (только емкость резервуарного парка поменьше). На конечном пункте трубопровода кроме ранее названных, может пересортировать нефтепродуктов, а в случае образования смеси (при последовательной перекачке) восстанавливает смесь. Поэтому и здесь есть дополнительный резервуарный парк, как в случае ГНПС, для сбора и хранения разных сортов нефтепродуктов. В состав НПС корме тех входят электрические станций, или трансформаторные подстанций, системы водоснабжения и канализации, котельная, механическая мастерская, подсобные и административные сооружения, жилые дома.

В зависимости от схемы соединения насосов и резервуаров промежуточных НПС различают 4 следующие системы перекачки:

-постанционная (рис. 1а);

-через один резервуар НПС (рис. 1б);

-с подключенным резервуаром (рис. 1в);

-из насоса в насос (рис. 1г).

В постанционной схеме перекачки один из резервуаров принимает нефть, а другой - отпускает. После заполнение 1-резервуара, они поменяются местами: 1- отпускает нефть, а 2- принимает. В схеме через один резервуар НПС один резервуар и принимает нефть, и его отпускает. Эти 3 схемы были порождены поршневыми насосами, в этих случаях резервуары играют роль буферных емкостей и уменьшает гидравлический удар. Однако потери нефти достаточно велики вследствия испарений. В схеме из насоса в насос потери малы и полностью используется подпор предыдущей станции. Такая схема используется в НПС с центробежными насосами.

Технологическая схема НПС - это принципиальная схема коммуникаций, обеспечивающая проведения операций по перекачке нефти.

В головной станции нефть после камеры фильтров, где очищается от механических примесей, а затем после узла замера и учета по коллекторам через манифольды (площадка, или помещение, где расположены задвижки, обратные клапаны, фильтры и т.д.) поступает в любой из резервуаров. После отстоя нефть через манифольд поступает в подпорную насосную. Подпорные насосные подает нефть во всасывающую линию основной насосной. Пройдя последовательно работающие насосные агрегаты и узел регулирующих клапанов, нефть под давлением поступает в магистраль. На ГНПС проводит только пуск разделителей и скребков. В промежуточной НПС нефть поступает сразу с давлением подпора от предыдущей станции через узел подключения к магистрали. Затем через фильтры - грязеуловителей попадает во всасывающую линию основной насосной, дальше, как и в случае ГНПС, поступает в магистраль. В отличия от ГНПС в узле подключения промежуточной станции есть устройства приема и запуска скребков и разделителей, есть также обводная линия, позволяющая осуществлять перекачку в случае отключения данной станции.

Основные понятия. Насосы

Оборудование НПС делится на основное и вспомогательное. К основным относится насосы и их приводы, а к вспомогательным - системы водоснабжений, маслоснабжении, электроснабжений, теплоснабжений, канализаций и вентиляций.

Для перекачки нефти и нефтепродуктов используются поршневые и центробежные насосы. К магистральным насосом предъявляются следующие требования: сравнительно высокие напори, большие подачи, экономичность работы, договременность и надежность нормальной непрерывной работы, компактность, простота конструкций и технологического обслуживания. Этим требованием удовлетворяет в основном, центробежные насосы, поэтому поршневые насосы редько применяются. Для безкавитационной работы основного насоса необходим определенный напор на его входе (подпор). Подпор создается либо подпорным насосом (на ГНПС), либо за счет остаточного (неиспользованного) напора предыдущей станции (на промежуточной НПС). Подачи основных (их называют также и магистральными) и подпорных насосов должны быть одинаковыми. Всасывающие способности подпорных насосов бывают очень высокими, но их напори малы из - за малой частоты вращения вала. Подпорных насосов размещает как можно ближе к резервуарам, по возможности углубляет площадку их местоположения (в этом случае потери напора во всасывающей линии уменьшается). Российская промышленность выпускает насосы серии НМ. Насосы НМ- центробежные, одноступенчатые, горизонтальные и спирального типа. Патрубки насосов расположены в нижней части корпуса и направлены в разные стороны. Рабочее колесо насоса с двухсторонным входом. Типоразмер насосов НМ, например НМ 2500-230 означает: Н-насос, М-магистральный, 2500 - подача при наиболее экономичной работе (м³/час), а 230- соответствующий дифференциальный напор (м). Обычно насосных агрегатов соединяют последовательно. Напор НПС с насосами с подачей до 360 м³/час включительно, создается двумя последовательно работающими агрегатами, а если подача насосов НПС больше 360 м³/час - тремя последовательно работающими агрегатами. В качестве подпорных насосов применяют насосы серии НПМ. Типоразмер насосов НПМ, например НПМ 2500-74 означает: Н-насос, П-подпорный, М-магистральный, 2500 - подача при наиболее экономичной работе (м³/час), а 76 - соответствующий дифференциальный напор (м). Иногда в качестве подпорных насосов применяют вертикальные насосы серии НПВ. Приводы насосов бывают газотурбинными, дизельными и электродвигательными (самые широко применяемые). Насосы соединяются и паралельно, и последовательно. Обычно в НПС 3 насоса соединяются последовательно.

При описании НПС и насосов вместе рабочего давления используется понятие напора. При движении жидкости по трубопроводу ее давление непрерывно уменьшается (в основном из-за сопротивления, а также из-за изменения высоты). Подъем жидкости по вертикальному трубопроводу (или в пьезометре) под действием давления называется напором и обозначается через букв Н, или h:

, (27)

здесь P - давление, ρ- плотность жидкости, g=9,81м/с², [h]=м, [P]=МПа, Па, атм (1МПа≈10атм), [ρ]=кг/м³. Напор можно считать давлением, измеренной через метр. Передача давлений через напор помогает решить гидравлическую задачу удобным и наглядным образом.

Масса жидкости, проходящая через поперечное сечение трубопровода за единицу времени называется массовым расходом жидкости (массовая пропускная способность трубопровода). Массовый расход жидкости G есть величина постоянная для всего сечения трубопровода. Единица измерения [G]= кг/с. Объем жидкости, проходящий через поперечное сечение трубопровода за единицу времени называется объемным расходом жидкости Q (или пропускная способность трубопровода). Объемный расход жидкости Q также есть величина постоянная для всего сечения трубопровода. Единица измерения в системе СИ [Q]=м³ /с. В практике используют годовой Q_год и суточный Q_сут коммерческие расходы. Их единицы измерения [Q_год]= млрд.м³ /год и [Q_сут]= млн.м³/сут. Зная, что 1млрд=10⁹, 1млн=10⁶, 1сут=24·3600=86400с, 1год=365сут= 365·86400= =31536000с, их легко переводить друг в друга. Связь между массовым и коммерческим расходом:

, (28)

где ρ- плотность жидкости.

Массовый и объемный расходы жидкостей есть величины постоянные для всех сечений трубопровода. В практике часто использует часовой объемный расход Q_ч. Его единица измерения [Q_ч] = м³ /час.

Объем жидкости, перекачиваемым насосом за единицу времени называется подачей насоса Q. Таким образом, объемный расход нефти, подача насоса и пропускная способность выходного трубопровода из насоса есть одинаковые величины. Только понятие объемного расхода относится к жидкости, пропускная способность - к трубопроводу, а подача - к насосным агрегатам. Иногда вместе пропускного способности трубопровода говорит о его производительности.

Понятно, что с увеличением подачи насоса уменьшается развиваемый ею напор. Зависимость развиваемого насосом (i-насоса) напора от его подачи называется напорной (рабочей) характеристикой насоса:

H_i= H_i (Q). (29)

Таким же образом определяется напорная (рабочая) характеристика насосной станции. Эта характеристика зависит от напорных характеристик всех насосов станции и от типа их соединения. Если в НПС несколько насосы соединены последовательно, то развиваемые им напоры слагаются (например, для 3-х насосов): H_ст(Q)= H₁ (Q)+ H₂ (Q)+ H₃ (Q). Если насосы одинаковые, то H_ст(Q)= =3H₁ (Q). Если надо увеличить подачу НПС, то насосов соединяют параллельно. В этом случае (например, для 3-х насосов): H_ст(Q)= H₁ (Q₁) = H₂ (Q₂) = H₃ (Q₃) и Q= Q₁+Q₂+Q₃. Если насосы одинаковые, то Q=3Q₁ и H_ст(Q)= H₁ (Q / 3). Такими же образами, если п одинаковые насосы соединены последовательно, то H_ст(Q)= пH₁ (Q), а если паралельно, то H_ст(Q)= H₁ (Q /п). В общем случае напорные характеристики НПС находится графическим, или аналитическим методами. Суммарные напорные характеристики всех НПС трубопровода определяется суммой всех напоров, развиваемых всеми НПС. Напорная характеристика насоса обычно задается в виде графика, или в виде выражений. Характеристики центробежных насосов приводятся в спе­циальных каталогах. Они представляет собой зависимость напора (Н), потребляемой мощности (N), к.п.д. (η) и допустимого кавитационного запаса (Δh_доп) от подачи (Q) насоса.

Для насосов серии НМ напорные характеристики имеет вид:

H=H₀ - bQ², (45)

Марка основного (магистрального) насоса подбирается по среднему значению часового расхода Q_ч.ср. При этом должно выполняться следующее условие:

0,8Q_ном ≤ Q_ч.ср ≤1,2Q_ном, (46)

где Q_ном - для номинальная подача выбранного магистрального насоса (например для насоса НМ 2500-230 номинальная подача Q_ном =2500 м³/час, то есть должно выполняться условие: 2000≤ Q_ч.ср ≤3000; здесь 2000=0,8∙2500 и 3000=1,2∙2500). При этом напор, развиваемый магистральным насосом при Q_ч, равен h_мн=H₀-bQ_ч². Напор, развиваемый подпорным насосом при Q_ч, равный H₂=H₀₂-b₂Q_ч², должен быть большим, чем допустимый кавитационный запас. Подпорный насос обычно подбирается с такой же номинальной подачей, что и выбранный магистральный насос. Тогда напор подпорного насоса автоматически получается большим, чем допустимый кавитационный запас.

Зависимость суммарного напора, развиваемых всеми (магистральными и подпорными) насосами всех станции трубопровода от подачи (от пропускной способности трубопровода) называется напорной (рабочей) характеристикой насосных станций. Напорная (рабочая) характеристика насосных станций получается в аналитическом виде следующим образом. Напоры основного (магистрального) и подпорного насосов при произвольной подачи Q_ч соответственно равны:

, , (66)

где H₀ и b – параметры магистрального, H₀₂ и b₂ - параметры подпорного насосов, которые находятся из таблицы. Тогда напор, развиваемый всеми насосами трубопровода при подаче Q_ч равен:

H_нпс(m_н, Q_ч)= m_нh_мн(Q_ч)+ п_э H₂(Q_ч). (67)

Здесь m_н - количество основных насосов, п_э - количество подпорных насосов. Если количество насосных станций п, то количество основных насосов может быть равно: m_н=3п (когда в каждой станции работают по 3 насосов), m_н=3п-1(когда в каждой станции, кроме последней, работают по 3 насосов, а в последней работают 2 насосы) и m_н=3п-2(когда в каждой станции, кроме 2 последних, работают по 3 насосов, а в 2 последних станциях работают по 2 насосов). Подпорные насосы используются в конечных пунктах эксплуатационных участков, поэтому их количество равно количеству эксплуатационных участков п_э. Выражения (65) и (66) есть напорная (рабочая) характеристика насосных станций.