- •1.Стационарный режим эксплуатации «горячего» трубопровода
- •2. Нестационарный режим эксплуатации «горячего» трубопровода
- •3. Ламинарное течение жидкости
- •4. Турбулентное течение жидкости
- •5.Диверсификация
- •6.Методы диверсификации производства
- •7. Надежность
- •8.Техническое состояние
- •9.Техническая диагностика
- •10.Какими способами определяется вибрационное состояние оборудования
- •11. Что является критериями надежности
- •12. Роль прогнозирования технического состояния в жизненном цикле оборудования
- •13. Диагностический признак
- •14. Основные элементы автомати-зированных систем диагностирования
- •15. Методы внутритрубной диагностики
- •Радиационный метод
- •Диагностика трубопроводов ультразвуком
- •16. Способы диагностирования утечек
- •17. Законодательные акты, регламенти-рующие промышленную безопасность на опасных производственных объектах
- •18. Опасный производственный объект
- •19. Локализация и ликвидация последствий аварий на опасном производственном объекте
- •20. Техническое расследование причин аварий
- •21. Экспертиза промышленной безопасности
- •22. Декларация промышленной безопасности
- •23. Охранная зона трубопроводов
- •24. Основные положения методики оцен-ки риска
- •25. Государственный контроль (надзор)
- •26. Определение термина инцидент
- •27. Гидравлический расчет нефтепровода
- •28. Увеличение пропускной способности нефтепровода
- •29. Нефтепроводы со сбросами
- •30. Нефтепроводы с подкачками
- •31. Режимы работы нефтепровода при отключении нс
- •32. Способы регулирования работы нс
- •33. Основные формулы для гидрав-лического расчета газопровода
- •34. Режимы работы газопровода при отключении кс или агрегатов
- •35. Особые режимы работы горячих трубопроводов
- •36. Методы обезвоживания и обессоли-вания нефти
- •37. Схема подготовки нефти и газа к транспорту
30. Нефтепроводы с подкачками
Если в каком-либо месте нефтепровод проходит близ промыслового района, то может быть организована подкачка – добываемую на этих промыслах нефть направляют в тот же нефтепровод. В зависимости от мощности месторождения подкачка может быть непрерывной или периодической.
Технологический расчет нефтепровода с непрерывными подкачками можно вести по участкам, разграниченным пунктами подкачек.
При незначительных подкачках нефтепровод рассчитывается без их учета. Но следует иметь в виду, что при периодических подкачках изменяется технологический режим перекачки – обычно это ведет к необходимости регулирования работы насосных станций.
Рассмотрим режим работы нефтепровода при периодических подкачках.
Участок нефтепровода от начальной точки до пункта подкачки будем называть левым, а от пункта подкачки до конечной или перевальной точки – правым.
При подкачке расход в левой части нефт-да Q*<Q, а в правой частиQ*+q>0. С увеличением подкачкиqрасходQ* убывает, а подпор перед станцией подкачки с+1 увеличивается. У станции располож. близ пункта подкачки будет наибольший подпор, а по мере удаления от этой станции в обе стороны подпоры уменьшаются, за подпорами нужно следить. Критической подкачкой будет наз-ся такая подкачка, при которой напор на станции подкачки с+1 достигает мах доп. значения. Для подкачки критическая величина будет в правой части. Цель регулирования: снижение расхода в левой части до величиныQкр-qэто достигается путем отключения части насосных агрегатов.
1. При подкачкахкритическая производи-тельность и напор определяются по формулам:
где (с+1) – станция сброса,
если q>qкр,то:
2. При сбросах критическая производительность и напор определяются по формулам: ,
где(с+1) – станция сброса
еслиq>qкр,то:
31. Режимы работы нефтепровода при отключении нс
Одним из самых важных режимов при эксплуатации нефтепровода является работа при отключении одной из НПС на трассе. Временное отключение какой-либо станции может быть вызвано неполадками в системе нефтеснабжения, аварией и т.д. Выход из строя НС резко меняет режим работы нефтепровода, а именно расход, давление, подпоры перед НС. Рассмотрим изменение режима работы при отключении третьей НПС (при п1>п).
1. Рассмотрим работу нефтепровода при отключении станции «С» и определим производительность.
Рис. 1. Схема нефтепровода с расстановкой НПС по трассе
Примем, что ∆Z = 0. Тогда линия изменения напоров имеет вид изображенный на рис. 2.
При отключении станции расход Q* устанавливается автоматически в результате саморегулирования. Очевидно, что Q* < Q. Максимальная величина Q* возможна, если:
НС-1=[Нд]; ∆НС+1=[∆Нд],
тогда получим:
где Нд-∆Нд – располагаемый напор на сдвоенном перегоне; ∆Z / – ∆Z сдвоенного перегона; lС+1- lС-1 – длина сдвоенного перегона.
Рис. 2. Линия изменения напоров при отключении 3-й НПС
i – гидравлический уклон до отключения НПС; i* – гидравлический уклон после отключения НПС.
Величина Q*тах будет лимитировать (ограничивать) производительность всего трубопровода, ее можно принять за расчетную.
2. Определим полные потери напора в трубопроводе при отключении НПС:
Н*=1,01·hτ+∆Z+HК, где hτ – потери напора на трение, равны:
.
3. Определим количество насосов: ,
где Н*обт.нас – напор обточенного насоса при производительности Q*тах (по характеристике насоса).
Полученное количество насосов расставляем по длине трубопровода (на НПС-(С-1) ставят максимально возможное по условию прочности нефтепровода количество насосов, т.е. 3).
4. Проверим режим работы станций из условий:
; ;;
где К*1 – количество насосов на первой станции.
;
где i* - гидравлический уклон при Q*тах.
; ;
;
; (Нк ≈ 30 м).
Если какие-то условия не выполняются, то напор дросселируют до его допустимого значения. Если после этого проверка сошлась, станции расставлены верно.