1.Порядок проектирования маг. т\дов Создание объекта строительства (маг.-го тр.-да) осуществляется в непрерывном инвестиционном процессе с момента возникновения идеи (замысла) до сдачи объекта в эксплуатацию. Неотъемлемой частью этого процесса явл.-ся про­ектные работы. Схема их организации приведена на рис.

Началу проектных работ предшествуют предварительные изыскания и исследования.

Первый этап работ нач.-ся с разработки ходатайства (деклара-ции) о намерениях, которое составляется заказчиком или по его поручению проектной организацией на договорной основе.

Ходатайство (декларация) о намерениях разраб.-ся на основании: рекомендаций, материалов предварительных исследований и изучения перспективной потребности и мощности сырьевой базы нефти или газа с учетом разведанных и утвержденных запасов, возможности сбыта на внутреннем и внешнем рынке.

В ходатайстве (декларации) о намерениях должны содержаться: наименования инвестора и заказчика, наименование трубопровода, его производительность, предполагаемые сроки строительства и ввода в эксплуатацию, намечаемая трасса трубопровода (по, материалам изучения топограф.-их карт), нач.-ый и конечный пункт тр\даместоположение промежуточных ПС и наливных пунктов, потребность в земельных, водных и энергетических ресурсах, потребность в трубах и других материалах для строительства, численность рабочих и служащих, возможное влияние на окружающую среду, стоимость строительства, источники финансирования.

Ходатайство о намерениях представ-ся заказчиком на рассмотрение органам исполнительной власти.

По результатам положительного рассмотрения органами ис­полнительной власти ходатайства (декларации) о намерениях заказчик принимает решение о разработке обоснования инвес­тиций в строительство.

В состав 2-го этапа проектных работ по обоснованию инве-стиций входят: принятие основных решений по тр\ду, включая его производительность и перспективную потребность, определение потребности в необходимых ресурсах и источников их получения, анализ вариантов трасс тр\да с обоснованием выбранной трассы и краткая ее характеристика, установление сроков и очередности стр.-ва, его организации, определение потребности в трудовых ресурсах,определение стоимости стр.-ва, оценка эффективности инвестиций и уточнение возможных источников их финансирования.

На основании вышесказанного производится оформление акта выбора земельных участков трассы и площадок ПС под стр.-во.

На 3-ем этапе проектных работ осуществляется разработка ТЭО — технико-экономического обоснования (проекта) стр.-ва тр\да. ТЭО является основным проектным документом на стр.-ве тр\да. Оно выполн.-ся на основе одобренных обоснований инвестиций в стр.-во, при наличии утвержденного решения о предварительном согласовании места размещения объекта и материалов инженерных изысканий, собранных на предварительном этапе. Данные работы должны выпол.-ся специализированными подразделениями проектировщика и другими организациями.

Проектная документация разрабатывается преимущественно на конкурсной основе, в том числе через торги подряда (тендер).

В ТЭО (проекте) детализируются решения, принятые в обос­нованиях, и уточняются основные технико-экономические показатели.

Детализация решений по трассе трубопровода и площадкам ПС выполняется, в основном, с использованием данных технических изысканий. При этом уточняются: протяженность трассы тр.\да и ее плановое положение,продольный профиль трассы, позволяющий установить окончательное местоположение промежуточных ПС, створы подводных переходов, переходов железных и автомобильных дорог, их техническая характеристика, геологические свойства грунтов, ведомость угодий, пересекаемых трассой трубопровода, а также другие данные, позволяющие уточнить решения, заложенные в обоснованиях.

Состав работ ТЭО (проекта) аналогичен перечню, приведен­ному выше в обосновании инвестиций.

При разработке ТЭО (проекта) помимо детализации техни­ческих решений, заложенных в обоснованиях, особое внимание уделяется вопросам: обеспечения надежности и экологической безопасности, определения затрат на строительство объектов тр\да и объектов соц.-го и культурно-бытового назначения, определения показателей эффективности инвестиций в стр.-ство.

В процессе разработки ТЭО (проекта) производятся согласо­вания уточненных по материалам изысканий земельных участ­ков под строительство объектов маг.-го тр.-да.

После утверждения и одобрения Государственной экспер­тизой ТЭО (проекта) может разраб.-ться тендерная документация, на основе которой участники торгов готовят свои предложения, после чего на конкурсной основе определяется подрядчик строительства трубопровода и начинается разработка рабочей документации.

На основе утвержденной проектной документации произво­дится изъятие уточненных в результате изысканий земель под строительство трубопровода.

Рабочая документация разрабатывается по согласованному с заказчиком графику с учетом установленной утвержденным проектом очередности строительства.

Для технически несложных объектов маг.-ных тр.-дов, строящихся по типовым или унифицированным проектам на основе утвержденных (одобренных) обоснований инвестиций в строительство, может разрабатываться рабочий проект в составе утвержденной части и рабочей документации. Стадийность исполнения проекта устанавливается заказчиком в задании на проектирование.

2.Системы перекачки. Достоиства и недостатки.

В зависимости от оснащенности нефтеперекачивающих станций возможны

4 системы перекачки: постанционная, через резервуар насосной станции, перекачка с подключенным резервуаром и перекачка из насоса в насос.

а — постанционная; б — через резервуары НПС; в — с подключенными резервуарами;

г — из насоса в насос; 1 — резервуар; 2 — насосная станция

При постанционной перекачке нефть поочередно принимают в один из резервуаров нефтеперекачивающей станции, а откачивают из другого.

Эта система позволяет достаточно точно учитывать перекачиваемую нефть по замерам уровня в резервуарах. Основной недостаток системы — большие потери от испарения при заполнении-опорожнении резервуаров (потери от больших дыханий, а также значительная металлоемкость.

При перекачке через резервуар НПС (нефть от предыдущей станции поступает в резервуар, который служит буферной емкостью, и одновременно из него откачивается. Благодаря этому уменьшается перемещение уровня нефти в резервуарах и, соответственно, сокращаются потери от

больших дыханий. Недостатки: выявления утечек на конкретных перегонах между НПС с помощью порезервуарного учета;

потери от испарения велики.

При перекачке с подключенным резервуаром нефть через резервуар не проходит, поскольку он соединен с отводом от всасывающей линии станции.

При данной системе перекачки потери от ≪больших дыханий≫ снижаются еще более значительно, так как уменьшается турбулизация нефти в резервуарах.

Система перекачки из насоса в насос осуществляется при отключенных резервуарах промежуточных НПС. исключаются потери от испарения и необходимость в подпорной насосной, так как используется подпор, передаваемый от предыдущей НПС. Недостаток: работа НПС становится зависимой от работы других станций.

3.Выбор оптимальной трассы трубопровода. На основании материалов, полученных при выполнении инженерно-геодезических, инженерно-геологических, инженерно-гидрометеорологических и инженерно-эколог.-х изысканий, разраб.-т проектную документацию для стр.-ва и эксплуатации объекта.

В задании на проектирование должны быть указаны нач.-я и конечная точки маг.-ого н\провода. Они определяются при выборе головных сооружений на промысле, расположением н\перерабатывающего завода, местом отвода от крупной маг.-ой системы и конечным пунктом (крупным потребителем, морским терминалом и т.д ). Нач.-я и конечная точки маг.-х н\проводов намечаются на нач.-х стадиях проектирования — при составлении ТЭО.

После выбора оптимальной трассы все расчеты, выпол­ненные на стадии разработки ТЭО, уточняются.

Оптимизация трассы н\провода м\ду заданными точками может быть проведена по различным критериям. Оптимальной считается трасса, сооружение н\провода вдоль которой позволяет получить максимальное или мини­мальное значение оценочного критерия. Наиболее общим, универсальным критерием является минимум капитальных и эксплуатационных затрат. Частными критериями оптималь­ности являются: минимум металловложений (кратчайшая трасса); минимум трудовых затрат при сооружении н\провода (прохождение трассы по благоприятным для стр.-ва участкам местности);

Min-ый срок стр.-ва (сооружение нового нефтепровода вдоль действующих н\проводов, где уже есть ряд сопутствующих сооружений — связь, вдольтрассовые дороги, водоснабжение, канализация, энергоснабжение и т.д.; где имеются стр/-ые подразделения и не требуется времени на перебазировку и подготовительные работы, в коридоре круглогодично функционирующих транс­портных коммуникаций).

4.Состав рабочей и исполнительной документации. Состав рабочей документации определяется соответствующими государственными стандартами Системы проектной документации для строительства (СПДС) и уточняется заказчиком и проектировщиком в заключаемом дого­воре.

Рекомендуемый состав раб. документации следующий: Рабочие чертежи, предназнач.-ые для производства стр.-х и монтажных работ;Рабочая документация по ГОСТ на стр.-ые изделия (выполняется в случаях, специально оговорен-ных в контрактной документации или в задании заказчика на разработку рабочей документации;Спецификации оборудования, изделий и материалов по основным комплектам рабочих чертежей по ГОСТ;Ведомости и сводные ведомости объемов стр.-ых и монтажных работ по ГОСТ 21.101 — 81. Другая документация, предусмотренная соответствующими стандартами; Сметная документация (объектные и локальные сметы выполняются при одностадийном проектировании, а припроектировании рабочей документации в случаях, специально оговоренных в задании заказчика на проектирование); Конструкторская документация по изготовлению не стандартизированного оборудования, конструкций узлов и деталей;Специальные разделы, оговоренные договором.

Проектировщиком осуществляется контроль за соответст-вием рабочей документации.

Содержание и порядок проведения нормоконтроля в проектных организациях регламентируется ГОСТ.

Нормоконтролю подлежат:проектно-сметная и рабочая документация на проектирование всех видов; изменения, внесенные в ранее разработанную и выданную заказчику проектно-сметную документацию.

Оперативную работу по организации разработки рабочей документации, ее приемки и передаче подрядной стр.-ой организации обеспечивает заказчик либо специализированная компания по управлению проектом.

5. Типы и характеристики центробежных нагнетателей

В настоящее время на предприятиях магистрального транспорта газа применяются центробежные газоперекачивающие агрегаты (ГПА) с приводом от газовых турбин и реже с приводом от электродвигателей. Различают полнонапорные центробежные нагнетатели (ЦН) со степенью повышения давления

(степенью сжатия) в одном агрегате г = 1,45... 1,5 и неполнонапорные нагнетатели,

степень повышения давления у которых составляет е = 1,2... 1,3.

Для расчетов режимов работы КС применяются характеристики ЦН. Одним

из универсальных видов является приведенная характеристика ЦН, представляющая собой зависимость степени

повышения давления е, политропического коэффициента полезного действия и приведенной относительной внутренней мощности

от приведенной объемной производительности

при различных значениях приведенных относительных оборотов

Приведенная характеристика центробежного нагнетателя по методике ВНИИГаза

6. Основные объекты и сооружения

магистрального нефтепровода

В состав магистрального нефтепровода входят следующие комплексы сооружений

(рис. 3.1):

• подводящие трубопроводы;

• головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС);

• промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);

• конечный пункт (КП);

• линейные сооружения.

Рисунок 3.1 — Схема сооружений магистрального нефтепровода:

1 — промыслы; 2 — нефтесборный пункт; 3 — подводящие трубопроводы; 4 — головная нефтеперекачивающая станция; 5 — линейная задвижка; 6 — подводный переход; 7 — переход под железной дорогой; 8 — промежуточная нефтеперекачивающая станция; 9 — надземный переход через овраг (ручей); 10— конечный пункт нефтепровода (нефтебаза); 11 — пункт налива нефти в железнодорожные цистерны; 12 — перевалка на водный транспорт; 13 — пункт сдачи нефти на нефтеперерабатывающем заводе.

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти (промысловый

нефтесборный пункт) с головной нефтеперекачивающей станцией.

Головная нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод.

Промежуточные нефтеперекачивающие станции предназначаются для

поддержания необходимого давления в магистральном нефтепроводе в процессе

перекачки.

В завершение пути следования нефть поступает на конечный пункт. Здесь

производится ее прием, учет, перевалка на другие виды транспорта или сдача

потребителю.

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся:

• трубопровод,

• линейная запорная арматура

- переходы через автомобильные и железные дороги

- надземные переходы через овраги, ущелья и т. п.;

• узлы пуска и приема средств очистки и диагностики (СОД

• станции противокоррозионной (катодной, дренажной) защиты трубопровода;

• линии связи и электропередачи.

• вдольтрассовые дороги, аварийно-восстановительные пункты (АВГ1), дома

линейных ремонтеров, вертолетные площадки.

7. Камеры приема и пуска поточных средств. На маг. н\проводах должны предусматриваться устройства приема и пуска скребка для их очистки в период эксплуатации, которые также м. use для приема и пуска разделителей при последовательной перекачке и поточных средств диагностики.

Устройства приема и пуска скребка размещаются на н\проводе на расстоянии друг от друга до 300 км и, как правило, совмещаются с НПС. Эти устройства д. предусматриваться на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км, а также на отводах протяженностью более 5 км.

Схемы устройств приема и пуска скребка в зависимо-сти от их расположения на н\де д. обеспечивать различные варианты техн.-х операций: пропуск, прием и пуск; только пуск; только прием.

Схемы устройств д. предусматривать возможность осуществления перекачки н. по н\проводу без остановки НПС в процессе очистки н\провода.

В состав устройств приема и пуска входят: 1) камеры приема и запуска очистных устройств; 2) т\ды, арматуры и соединительные детали; 3) емкость для дренажа из камер приема и пуска; 4) механизмы для извлечения, переме-щения и запасовки очистных устройств; 5) сигнализаторы прохождения очистных устройств; приборы контроля за давлением.

Т\д в пределах одного очищаемого участка должен иметь постоянный внутренний диаметр и равнопроход-ную линейную арматуру без выступающих внутрь т\да узлов или деталей.

При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного т\да, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного т\да, д. предусматриваться проектные решения, исключающие возможность попадания очистного устройства в ответвление.

На участках переходов т\да ч\з естеств.-е и искусств.-е препятствия, диаметр которых отличается от диаметра основного т\да, допускается предусматривать самостоя-тельные узлы пуска и приема поточных устройств.

Т\д и узлы пуска и приема поточных устройств должны быть оборудованы сигнальными приборами.

8.Классификация НПС. Технологические схемы НПС.

НПС делятся на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). На ГНПС осущ.-ся след. тех.-е операции прием и учет н., краткосрочное хранение н. в резервуарах. Внутрестационарные перекачки н. Закачка н. в маг.-й т\д.Пуск в маг.-й т\д очистных и диагност.-х устройств. На ГНПС м. применятся подкачка н. из др. н\проводов или попутных н\промыслов. На ПНПС производится повышение напорной трубопроводной н. для ее дальнейшей перекачки. При перекачки из насоса в насос не имеет резервуарных парков. Если же перекачка ведется ч\з резервуары или с подключением резервуара, резервуарные парки имеются.

На ПНПС т.ж. устанавливают системы сглаживания волн давления и защиты от гидр. ударов.

Для снижения затрат на сооружения НПС используются метод блочно-комплектного или блочно-модульного их исполнения.

Все оборудование станций включает автоматику – в блочном исполнении монтируется, испытывается на заводе и доставляется на строй. площадку. Блочно- модульные НПС м. б. открытого типа т.е. расположение под навесом на открытом воздухе. Сами агрегаты защищены индивидуальными мет.-ми кожухами с автоматич. сист. вентиляции и подогрева.

Технологические схемы НПС. Тех. схемы НПС – наз. внемасштабный рис. на кот. приведена принципиальная схема работы НПС в виде сист. внутрестационарного коммуникаций т\да. Основными эл.-ми изображения на т.с. НПС являются: сист. обвязки НПС (трубопроводные коммуникации); сист. обвязки рез. парка; сист. обвязки подпорных и основных насосов; узлы тех. задвижек манифольды;размещение тех. оборудования (фильтрогрязеуловителей регуляторов давления, уловлив.-я и сбора утечек дренажа и т.д., узлы учета н., узлы приема и ввода в т\д очистных и и диагност.-х устройств,предохр.-е клапаны.

9.Расчет на прочность т\да. Уложенный в грунт т\д испытывает кольцевые, продольные и радиальные напряжения .

1)Кольцевые напряжения возникают под действием внут.-го давления Р. Величину _к выразим следующим образом. Давление создает на единице длины трубы разрывающее усилие равное Р. Ему противодействует сила сопротивления

(внутренний диаметр трубы)

Продольные напряжения создаются под действием внутрен­него давления, температуры и изгибающих усилий.

гдеµ_п - коэффициент Пуассона,=0,3; Е - модуль упругости для стали=206000МПа; α_L-коэффициент линейного расширения = 12*10⁶1/град; ∆T - расчетный температурный перепад; R_и — радиус изгиба трубопровода. +-растягивающие напряжения, а - - сжимающие.

Напряжения изгиба возникают на поворотах трассы трубопровода, а также при прохождении через вершины и впадины профиля трассы.

Радиальные напряжения малы и в расчетах не учитываются.

Маг.-е т-ды рассчитывают по м\ду предельных состояний. Предельным наз. такое состояние конструкции при достижении кот.-го ее нормальная эксплуатация становится невозможной. Подземные т\ды достигают предельного состояния, когда напряжения в них достигают предела прочности σ_вр, наземные-предела текучести.

Найдем расчетную толщину стенки т\да из ур.-я

Однако учитывая, что конструкция должна иметь некоторый запас прочности, заменим величину Р произведением п_р*Р (п_р-коэф. надежности по нагрузке), a _к -расчетным сопротивлением металла трубы и сварных соединений R1., что дает

п_р=1,15 для нефте- и нефтепродуктопроводов, работающих по системе «из насоса в насос»; п_р =1,1 – во всех остальных случаях.

Расчетное сопротивление металла

m_y - коэффициент условий работы т\да; K_x – коэф. над.-ти по материалу; К_н- коэф. над.-ти по назначению т\да(СНИП)

При наличии продольных осев. сжим.-х напряжений:

ψ₁–коэф. учит.-й двухосное напр.-нное сост.-ие,

σ_вр-этоабс. знач. прод. осев.-х сжим. напр.-й вычисляемые по действ.-м расч.-м нагрузкам и возд.-м с учетом упругого пласт. раб.металла.

Расчет на устойчивость трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству

S≤m₀N_кр

Фактическое же эквивалентное продольное усилие в сечении трубы:

F-площадь сечения ТП, N_кр –продольное критическое усилие.

Для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие находится по формуле

где Р₀ - сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины; q_верт —сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины.

Величина Р₀ определяется следующим образом:

ВеличинаP_гр вычисляется по формуле

Нагрузка от собственного веса металла трубы

Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов

Нагрузка от веса нефти (нефтепродукта), находящегося в трубопроводе единичной длины,

Входящая в формулу (4.21) величина сопротивления грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом

Длякриволинейных (выпуклых) участков трубопровода, выполненных упругим изгибом, в случае пластической связи трубы с грунтом критическое усилие

R_β - радиус упругого изгиба трубопровода, соответствующий рельефу дна траншеи.

Из двух значений N_кр, выбирают меньшее. Продольную устойчивость для криволинейных участков проверяют в плоскости изгиба трубопровода, а для прямолинейных участков подземных трубопроводов - в вертикальной плоскости с радиусом начальной кривизны 5000 м.

10.Основные этапы технологического расчета маг.-го н\провода. Тех. расчет маг. н\да предусматривает решение следующих основных задач:определение оптим.-ых параметров н\да. К ним относ. диаметр т\да, давление на НПС, толщина стенки т\да, число НПС; расстановка станций по трассе н\да; расчет экспл.-ых режимов н\да.

Для определения оптимальных параметров н\да обычно задаются несколько значений его диаметра, после чего выполняются гидравлический и механический расчеты. Результатом этих расчетов является опред.-е числа НПС и толщины стенки трубы для каждого конкурирующего варианта. Наилучший вариант находят из сравнительной оценки эффективности инвестиций, т. е. экономическим расчетом.

Расчет эксплуатац.-х режимов заключается в опред.-ии производительности н-да, давления на вых. станций и подпоров перед ними при условиях перекачки, отличающих-ся от проектных. Одновременно рассматр.-тся вопросы регулирования работы н\да.

Исходными данными для технол.-ого расчета н\дов являются:

1)плановое задание на перекачку G_г (млн. т/год);

2) свойства перекачиваемой нефти (плотность, вязкость, давление насыщенных паров и др.);

3)температура грунта на глубине заложения н\да;

4) характеристики труб и насосного оборудования;

5) сжатый профиль трассы н\да;

6)технико-экономич.-е показатели сооружения и эксплуатации линейной части н\да и насосных станций.

Технологич. расчет выполняется в следующей послед.-ти.

Опред.-ся средневзвеш. температура грунта вдоль трассы н\да

где Т_0i - температура грунта на глубине заложения н\да для участка длиной l_i.

По формулам вычисляются параметры перекачиваемой н. при расчетной температуре: λ_р и р_р.

Вычисляется расчетная часовая пропускная способность н\да

где N_р - расчетное число суток работы н\да (табл.).

В соответствии с расчетной часовой пропускной способностью н\да Q_ч выбираются осн.-ые насосы насосных станций так, чтобы выполнялось условие

где Q_нОМ - подача выбранного типа насосов при максимальном К.П.Д.

Рассчитывается рабочее давление на выходе головной насосной станции

где g- ускорение свободного падения, g=9,81м/с²; m_мн-числопоследовательно включенных маг.-х насосов (обычно , m_мн⁼3); h_МН,Н₂- напоры соответственно маг.-го и подпорного насоса при расчетной производ.-ти Q_ч,. Найденная величина Р должна быть меньше доп.-го давления Р_д,определяемого из условия прочности запорной арматуры. Если условие

не выполняется, то необх. либо уменьшить число маг.-х насосов, либо воспользоваться сменными роторами меньшего диаметра.

По формуле опред.-ся расчетная толщина стенки т\да, Производится уточнение толщины стенки т\да δ_нс учетом температурных и изгибающих напряжений по формуле.

Вычисляется внутренний диаметр н\да

гдеD_н- его наружный диаметр.

Находятся секундный расход Q и средняя скорость н. в т\де

где d- внутренний диаметр трубы.

Потери напора на трение в трубе круглого сечения определяют по формуле Дарси — Вейсбаха

где λ— коэф. гидравлич. сопротивления; L — длина т\да.

Режим движения потока в т\де характеризуется числом Рейнольдса

При ламинарном режиме течения, т.е. при Rе<2320, коэф. гидравлического сопротивления определяют по формуле Стокса

При турбулентном режиме течения различают три зоны трения: гидравлич. гладких труб (λ зависит только от Rе) смешанного трения (λ зависит от Rе и относ.-ой шероховатости труб ε ),квадратичного трения (λ зависит только от ε). Границами этих зон явл.-ся переходные числа Рейнольдса

где ε= К_э/d – относит. шероховатость труб, выраженная ч\з эквивалентную шероховатость К_э (табл.) и диаметр. Условия существования различных зон трения таковы: - гидравлич. гладкие трубы

-зона смешанного трения (переходная зона)

-зона квадратичного трения

Для зоны смешанного трения λ рекомендуется вычислять по формуле Альтшуля

В зоне квадратичного трения значение λрекомендуется опред.-ть по формуле Шифринсона

Гидравлический уклон есть потеря напора на трение на единице длины т\да

На линейной части т\да имеются местные сопротивления - задвижки, повороты, сужения и т.п. Потери напора на них определяют по формуле

где ξ_г – коэф. местного сопротивления, зависящий как от вида сопротивления, так и от характера течения жидкости.

Для маг. т\дов потери напора на местные сопротивления незначительны, их принимают равными 2% от потерь на трение.

Кроме того, в конце т\да должен поддерживаться остаточный напор Н_кп, необх.-ый для закачки н. в резервуары.

В соотв.-ии с «Нормами проект.-ния» маг.-ые н\ды протяженностью более 600 км делятся на экспл.-ые участки, длиной от 400 до 600 км. Соответственно их число составляет

На станциях, расположенных на границе экспл.-ых участков, вместимость резервуарного парка должна составлять 0,3...0,5 суточн. пропускной способ.-сти т\да. Следовательно напор Н_кпбудет использован N_э, раз.

Т. о., полные потери напора в т\де

где Δz- разность геодезических отметок конца z_г и начала z₁ т\да.

Станции, расположенные на границах эксплуатационных участков, являются как бы головными для своих участков. Поэтому на них устанавливаются подпорные насосы, развивающие суммарный напор n_э-Н₂. Следовательно, суммарный напор, развиваемый насосными станциями н\да, склад.-тся из напора, развиваемого всеми подпорными насосами «головных» насосных станций N_э• Н₂ и суммарного напора n станций, т.е.

где Н_ст -расчетный напор одной станции

Уравнение баланса напоров имеет вид

Из формулы следует, что расчетное число насосных станций равно

11. Расчет н/п с лупингами и вставками

На практике в ряде случаев трубопроводы оборудуются па­раллельными участками (лупингами), а также участками друго­го диаметра (вставками). В этом случае гидравлический уклон на таких участках будет отличаться от гидравлического уклона основной магистрали. Согласно уравнению неразрывности для трубопроводов без сбросов и подкачек

Q = w₁*F₁ = w₂ * F₂ = w_n • F_n = idem

где w1…wn- скорость течения жидкости в сечениях F₁..F_n.

Так как точки М и N принадлежат одновременно и к ма­гистрали и к лупингу, можем записать гидравлический уклон на участке трубопровода с лупингом

ω— поправка, учитывающая изменение гидравлическо­го уклона на участке трубопровода с лупингом,

На участке со вставкой величина гидравлического уклона равна

Потери напора в трубопроводе с лупингом (вставкой) находят­ся сложением аналогичных величин по его отдельным участкам

С учетом формулы (3.33) можем переписать (3.37) в виде

Аналогично выполняется расчет потерь напора в трубопрово­де со вставкой.

12.Расчетная длина н/п. Определение перевальной точки в маг. н\де. Ближайшая к нач. т.\да возвышенность на трассе, от кот.-й н. с требуемым расходом приходит к конечн. пункту самотеком, наз.-ся перевальной точкой. напор в месте распол.-я перевальной точки больше или равен сумме остаточного напора и потерь напора на участке между ними.

Необх. исследовать трассу т\да на наличие перевальной точки рис. Для этого снач. на сжатом профиле трассы в конечн. пункте н\да откладывают величину остаточного напора h_ост,а затем из полученной точки проводят линию гидравл. уклона 1. Если она пересекает, то п. точка существует и требуется определить ее местонахождение. С этой целью проводят семейство линий, параллельных линии гидравл. уклона, пока не найдут ту единст.-ую 2, кот. лишь касается профиля трассы. Точка касания и является перевальной (π). Докажем это:

На рис.отрезок NK изображает остат.-ый напор в конеч. пункте (точка К), а линия BN-линию гидрав. уклона. Напор,нужный чтобы нефть дошла от π до К, =BS, т. к. он = SK на гидравлический уклон tgα, т.е. SK·tgα. Напор жидкости в т. π относительно точки К равен z_-π— z_к Т. к. (z_-π— z_к) > BS, то жидкость от т. π до точки К с проектным расходом дойдет. От любой др. т.,левее т. π, жидкость до К не дойдет, т. к. не будет обладать энергией, достаточной для подъема на π. Не дойдет и от точек, м\ду т. А и К, т.к. в них напор жидкости < потерь на трение при проектном расходе. От любой точки, м\ду π и А,жидкость до конца т\да с проектным расходом дойдет, но ближе всех к его началу наход. π. Поэтому достаточно доставить жидкость только до нее. Т.о., π является перевальной по определению.

13. Уравнение баланса напоров

N_э*h_n+n*H_CT=l,02*f*Q²-^m*L_P + Δz + N_э*h_OCT.(3.46)

Формула (3.46) называется уравнением баланса напоров. Оно читается так: расход в трубопроводе устанавливается сам со­бой (автоматически) таким образом, чтобы суммарный напор, развиваемый всеми работающими насосами, был равен напо­ру, необходимому для ведения перекачки. Графической интерпретацией уравнения баланса напоров яв­ляется совмещенная характеристика нефтепровода и нефтепе­рекачивающих станций. Пусть кривая 1 на рис. 3.14 изображает характеристику трубопровода, а кривая 2 — суммарную напор­ную характеристику всех работающих на НПС насосов. Точка пересечения характеристик называется рабочей точкой (А), ко­торая характеризует требуемый напор Н_А и пропускную способ­ность Q_A нефтепровода при заданных условиях перекачки.

Рис. 3.14. Совмещенная характеристика нефтепровода и нефтеперекачивающих станций:

/ — характеристика трубопровода; 2 — характеристика нефтеперекачивающих

станций

Уравнение баланса напоров позволяет находить расход, уста­навливающийся в трубопроводе, аналитически. Если прене­бречь (в силу того, что N_э*h_n<< п*Н_ст) зависимостью напора подпорных насосов от подачи, а суммарный напор магистраль­ных насосов представить формулой Н_ст=A-BQ^{2- m}, то урав­нение (3.46) можно записать в виде

N_э*h_п+n*(A-B*Q²-^m) = l,02*f*Q^2-m*L_P + Δz + N_э*h_OCT. (3.47) Решая его относительно расхода, получаем

(3.48)

Определение числа перекачивающих станций

На этапе проектирования нефтепроводов, когда требуемая (плановая) производительность нефтепровода Q_пл задана, урав­нение баланса напоров используется для определения расчет­ного числа нефтеперекачивающих станций п₀.Полагая п = n₀

(3.49)

В формуле (3.49) напор станции определяется при использо­вании роторов наибольшего диаметра из предусмотренных для данного типа насосов.

Как правило, значение n₀ оказывается дробным и его следует округлить до целого числа.

Рассмотрим вариант округления числа ПС в меньшую сто­рону (рис. 3.15). При п < п₀ напора станций для обеспечения плановой производительностиQ_пл недостаточно, поэтому не­обходимо уменьшить гидравлическое сопротивление трубопро­вода прокладкой дополнительного лупинга (устройством встав­ки большего диаметра) или применением противотурбулентной присадки. При этом характеристика трубопровода станет более пологой и рабочая точка А₁сместится до положения А₂.

Рис. 3.15. Совмещенная характеристика нефтепровода при округлении числа НПС в меньшую сторону:

1 — характеристика трубопровода постоянного диаметра; 2 — характеристика трубопровода с лупингом; 3 — характеристика нефтеперекачивающих станций (n<n0). Необходимую длину лупинга lл для обеспечения проектной производительности числом станций п < п₀ определим следую­щим образом.

Аналогичное выражение можно получить и для длины встав­ки большего диаметра

При округлении числа перекачивающих станций п₀ в большую сторону, в трубопроводе установится расход Q </i>> Q_пл (рис. 3.16). Если нет возможности обеспечить такую производительность, требуется снизить напоры нефтеперекачивающих станций. Уменьшить напоры НПС можно следующими способами: от­ключением части насосов, установкой сменных роторов, умень­шением числа оборотов вала насоса, а также обточкой рабочих колес.

Наиболее рациональным является обеспечение плана пе­рекачки числом станций п > п₀путем переменного включения и отключения части насосов на НПС. При циклической пере­качке эксплуатация нефтепровода осуществляется на двух ре­жимах (рис. 3.17): часть планового времени τ₂ перекачка ведется на повышенном режиме с производительностью Q₂<i>>Q (напри­мер, если на каждой НПС включено т_ммагистральных насо­сов). Остаток времени τ₁ нефтепровод работает на пониженном режиме с производительностью Q₁<Q (например, если на каж­дой НПС включено т_м—1 магистральных насосов).

Параметры циклической перекачки определяются решением системы уравнений

V_юд — плановый (годовой) объем перекачки нефти,

V_год— 24Np • Q_пл; τ₁ τ₂ — продолжительность работы неф­тепровода на первом и втором режимах.

Значения Q₁ и Q₂ определяются графически из совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающих станций либо аналитически.

Рис. 3.17. Совмещенная характеристика нефтепровода при циклической перекачке:

/ — характеристика нефтеперекачивающих станций до отключения части на­сосов; 2 — характеристика нефтеперекачивающих станций после отключения части насосов; 3— характеристика трубопровода

Решение системы (3.64) сводится к вычислению времен τ1 и τ2

Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода

Расстановка перекачивающих станций выполняется графи­чески на сжатом профиле трассы. В основе метода лежит уравнение баланса напоров.

Допустим, что в работе находятся три перекачиваю­щие станции (рис. 3.18), оборудованные однотипными магист­ральными насосами и создающие одинаковые напоры Н_ст1= Н_СТ2 = H_CT3. На головной НПС установлены подпорные насо­сы, создающие подпор hп. В конце трубопровода (эксплуатаци­онного участка) обеспечивается остаточный напор h_ocт

Рис. 3.18. Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода методом В. Г. Шухова

Из начальной точки трассы вертикально вверх отложим отре­зок АС, равный суммарному напору, развиваемому подпорными насосами и перекачивающими станциями, АС = h_n+ nH_cт а из конечной точки отрезок В₁В, равный остаточному напору h_осгСоединив точки С и В получаем ли­нию гидравлического уклона с учетом местных сопротивлений.

Местоположение на трассе промежуточных НПС определя­ется проведением линий, параллельных линии гидравлического уклона через вершины отрезков Н_ст1 и Н_ст1+Н_ст2Расположение второй нефтеперекачивающей станции на профиле трассы соот­ветствует точке М, а третьей — точке N.

Добавляя к напору станции подпор h_п передаваемый ГНПС, получим линию распределения напоров по длине нефтепровода.

Докажем, что местоположение второй НПС определено верно. Суммарный напор, развиваемый ГНПС, равен h_n+ H_CT. Этот на­пор равен сумме потерь напора 1,02 • i • l₁ разности нивелирных высот Δz_l = z_M— z_A, а также остаточного напора на входе во вторую НПС. Таким образом, на перегоне между ГНПС и НПС-2 урав­нение баланса напоров при проектной производительности вы­полняется. Следовательно, положение НПС-2 найдено верно.

14.Н\ды со сбросами и подкачками. Перекачка н. по маг. н\дам нередко сопровождается отборами (сбросами) н. для снабжения попутных потребителей. Сбросы м. б. непрерывными и периодическими. Непрерывный - для пополнения запасов близлежащих н\баз.

В случае прохождения трассы н\да вблизи н\промыслов, м. б. организована подкачка н. в т\д. В зависимости от мощности месторождения подкачка т.ж. м. б. непрерывной или периодической.

Рассмотрим режимы работы при периодических сбросах и подкачках. Предположим, что пункт сброса (подкачки) расположен на территории с-й ПС. Участок от нач т.\да до пункта сброса назовем левым, а от пункта сброса до кон. пункта н\да правым.

Н\д со сбросом.Наличие попутного сброса равнозначно параллельному подключению к осн. магистрали, т.е их характеристики складываются

Раб. т. М₂ оказалось правее, т.е. производит.-ть откачки н. с головн. станции увелич.-ся, собств.-е диф. напоры станций, расположенных слева уменьш.-ся. Из-за увел.-ся произв.-ти на лев. участке стан.-ся больше величина гидр. уклона.

Это привод к тому, что по мере увеличения номера НПС их подпор уменьшается (наклон больше) и самое слож. положения с С-й станции (с т. зрения безкав-го режима).

Совм. характеристика насосн. станции и т\да:

Определим крит. знач.-я расхода Q_KP и сброса q_Kp, соответствующие мин.-му доп.-у подпору на ней

Примем, что все НПС оборудованы однотипными насосами. Тогда напор - А,В — коэф. суммарной напорной характеристики маг.-х насосов пс, Для левого участка т\да ур.-е баланса напоров в случае перекачки с критическим сбросом имеет вид где ∆Z_лев — разность геодез. отметок конца и нач. участка н\да до места сброса,:

Для опред.-я величины критич. сброса q_KP, запишем ур-е баланса напоров для правого участка т\да

Самый большой напор будет на выходе n-й НПС. Его величина не должна превышать H_ПСmax. Найдем величину критич. сброса из условия, что Выражаем q_KP:

Если треб. велич. сброса превышает доп.q_KP, то необходимо прибегнуть к регулированию. Если величина сброса лимитируется подпором какой-либо НПС, то надо уменьшить произв.-сть н\да (дросселированием) или уменьшив напоры станций за пунктом сброса. Если же величина сброса лимитируется напором ,уменьшают напоры и увел. гидрав. сопротивление в левой части т\да.

Н\д с подкачкой. В случае подкачки гидр. сопротивление правого участка т\да возрастает, что приводит к уменьшению расхода нефти, откачиваемой с ГПС. Вследствие этого подпоры на входе НПС, распол.-х на левом участке н\да, будут возрастать и достигнут наибол. знач. у станции, где производится подкачка, то есть на с-й НПС. В правом участке расход увеличится на величину подкачки, что приведет к уменьшению подпоров НПС, расположенных в правой части т\да.

Т. о., Крит. подкачку q_KP надо находить из 2-х условий: 1) напор на выходе с-й НПС достигает max доп.-го значения Н_ПСmax; 2) подпор на n-й НПС равен мин. доп. величине ∆H_min.

15.Увеличение производительности н\да

1-Хар.-ка насосной станц.;2- Хар.-ка т\да.; М- раб. т.

Увелечение произв.-ти означает перемещение раб. т. вправо и это возможно сделать 2-мя способами.

Удвоение числа НПС

М в 2 раза выше.

Запишем ур.-е баланса напоров

в н\де установится производительность

2-Q_x/Q =χ_НПС – коэф. увеличения пропускной способности при удвоении числа НПС, получим

Уч.-я, чтои обозначив м. записать выражние:

Величина W представляет собой соотношение крутизны суммарной характеристики первонач. кол.-ва ПС к крутизне хар.-ки т\да.

Если принять, что напор ПС не зависит от подачи, т.е. В=0. Тогда формула примет вид: При турбулентном режиме производительность увеличиться на 41...49 %

Прокладка лупинга. Из ур.-я баланса напоров для т\да, имеющего лупинг длиной l_Л,

Т.е., увеличение подачи зависит от l_Л, соотношения диаметров оси маг. и лупинга и реж. течения.

Для D=D_Л ламинар. реж. теч.:

Если l_Л= L_P, χ_луп=2. Зная значение на кот. необх. увел.-ть пр.-ть м. расчит. длину лупинга.

16. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода

Несмотря на существование множества возможных режимов эксплуатации нефтепроводов, использовать необходимо те из них, при которых удельные затраты электроэнергии на перекачку 1 тонны нефти будут наименьшими.

Дляj-того режима работы нефтепровода величина удельных энергозатрат рассчитывается по формуле

ГдеN_потрjn— мощность, потребляемая электродвигателями подпорных насосов головной ИС при работе на j-том режиме; N_потрij— же для электродвигателей магистральных насосов i—той НС; n —общее число работающих основных насосов на станциях при j—том режиме.

Величина мощности, потребляемой электродвигателем насоса при работе на j—том режиме, определяется по выражению

где Н_нj,Q_нj,η_нj— соответственно напор, подача и к.п.д. рассматриваемого насоса при работе на j-том режиме; η_элj—к.п.д. электродвигателя при рассматриваемом режиме; η_мех — к.п.д. механической передачи, для механической муфты можно принять η_мех= 0,99.

К.л.д. электродвигателя наиболее точно может быть найден по характеристике насоса. Если таких данных нет, то т находится с учетом потери мощности электродвигателя по формуле

гдеη_ном — к.п.д. электродвигателя при номинальной нагрузке, η_ном=0,96...0,98; k_з —коэффициент его загрузки, k_з =N_н/N_ном N_н —мощность на валу электродвигателя; N_ном — номинальная мощность электродвигателя.

Найденные для всех возможных режимов работы нефтепровода величины Е_удj наносятся на график в зависимости от Q_i, и через минимальные значения Е_уд при Q_i = соnst строится огибающая линия. Тем самым выявляется множество рациональных режимов эксплуатации нефтепровода.

Дальнейшие расчеты выполняются следующим образом. Пусть задан плановый объем перекачки V_пл, в течение некоторого времени τ_пл .Следовательно, средняя производительность перекачки в течение планового периода времени составит Q= V_пл /τ_пл . Поскольку, как правило, найденная величина не совпадает ни с одним из рациональных режимов, то обеспечить плановый объем перекачки возможно только при циклической перекачке на двух режимах, удовлетворяющих условию

Q₁ <Q< Q₂

ГдеQ₁,Q₂— производительность трубопровода при ближайших рациональных режимах перекачки соответственно слева и справа от величины Q.

Продолжительность работы нефтепровода на каждом из этих режимов составляет

а удельные затраты электроэнергии

17. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода

18.Сущность послед. перекачки н. и н\тов методом прямого контактирования. Рассмотреть механизм смесеобразования в зоне контакта послед. движущих партий н\та.

Сущность послед.-ой перекачки н. прямым контактированием состоит в том, что разносортные н., отдельными партиями определенных объемов перекач.-ся по опред. т\ду.

Причины useпослед. перекачки.: 1) Н. одного и того же месторождения имеют разл. хим. состав. Смешивание таких нефтей нецелесообразно т.к. усложняется процесс отделения фракций. Кроме того разл. по качеству н. имеют разную цену. Для каждой отд. н. строить отд. т\д нецелесообразно; 2) Продукты н\переработки (бензины, керосины, дизтоплива поставл.-е по т\дам) имеют не достаточные V-ы для строит. самост.-х т\дов; 3) В условиях н\баз послед. перекачка не избежна, т.к. невозможно стр.-во т\да для кажд. н\да.

Механизм смесеобразования.

При ламинарномрежиме V струйки на оси трубы 2 раза выше среднего Vпотока. На стенке V=0 (условия прилипания). С течением времени вытесняющая ж.-ть В будет все больше вклиневаться в вытесненную ж.-ть А, а на стенках перемещ.-ся не будет. В определенный момент времени весь т\д будет заполнен последующ. перекач. ж.-ю, это фаза замещения, далее нач. фаза вымывания, тогда постеп. струйки более удаленные от оси достигают кон.-го сечения т\да. Процесс очень медленен. Для полного вымывания А необх. прокачать жидкость Б в кол.-ве 3-4 т\дов.

При турбулентном режиме.

Ключевые слова -