3.5 Построение эпюры рабочих давлений

3.5.1 Эпюра рабочих давлений для нефтепроводов с НПС с рабочим давлением до 6,4 МПа должна определяться по технологическим участкам нефтепровода между соседними станциями с емкостью. При I категории электроснабжения промежуточных НПС эпюра давлений должна строиться через станцию при внеплановом ее отключении. В противном случае эпюра давления должна строиться из условия подачи нефти от каждой промежуточной НПС на НПС с емкостью последующего эксплуатационного участка, или на промежуточную НПС, имеющую I категорию электроснабжения. Построение эпюры рабочих давлений должно производиться с учетом этапов развития нефтепровода. При этом во всех случаях эпюра рабочих давлений должна строиться с учетом возможности отключения любой НПС.

На участке от НПС с резервуарным парком, ведущей перекачку на резервуарный парк, не оборудованном системой автоматического регулирования давления, эпюра рабочих давлений строится с учетом возможного повышения требуемого рабочего давления на выходе НПС на 0,3 МПа.

3.5.2 Эпюра рабочих давлений для нефтепроводов с НПС с номинальным давлением 10,0 МПа должна строиться с учетом срабатывания предохранительных устройств на последующей НПС при давлении 3,0 МПа.

3.5.3 Эпюра рабочих давлений от последней станции технологического участка до конечного пункта должна строиться с учетом срабатывания предохранительных клапанов в конечном пункте при давлении не менее 1 МПа.

3.5.4 Эпюра рабочих давлений для технологического участка должна быть представлена на сжатом профиле трассы нефтепровода в графической форме с указанием значений гидравлического уклона.

3.5.5 Требуемое рабочее давление на выходе НПС должно определяться по средним значениям за год вязкости и плотности и по среднегодовой пропускной способности.

3.6 Определение расчетной вязкости, плотности и температуры перекачиваемой нефти

3.6.1 При определении требуемого давления на выходе НПС для заданного диаметра нефтепровода обеспечивающих годовую пропускную способность должны использоваться годовая расчетная вязкость и плотность, полученные при расчетной температуре нефти по каждому месяцу.

где ρi – расчетная плотность нефти по каждому месяцу,

νi – расчетная вязкость нефти по каждому месяцу.

3.6.2 В качестве расчетной температуры нефти должна приниматься минимальная температура нефти в данной точке трубопровода, определяемая по среднемесячной температуре грунта на глубине оси трубопровода.

3.7 Определение количества насосных станций и их размещение

3.7.1. Напор, развиваемый одной насосной станцией:

м (49)

3.7.2. Необходимое число насосных станций:

(50)

3.7.3. Округляем число станций в большую сторону n₁=6

Размещение насосных станций по трассе нефтепровода выполняем по методу В.Г.Шухова

ΣН_ст=Нст*nст=800∙6=4800 м.

Фактическая производительность:

м³/с (51)

где m=0,123 коэффициент [2, табл 5.3]

Фактическая производительность больше расчетной на 2,42 %.

3.7.4. Если нет ресурсов для увеличения расчетного расхода, то станции будут работать на пониженном напоре, а именно:

м. (52)

Линии падения напора изображены на рис. 1 прерывистой линией.

3.7.5. Выполним округление расчетного числа станций в меньшую сторону n₂. В этом случае суммарного напора недостаточно для компенсации гидравлических потерь в трубопроводе. Уменьшим гидравлическое сопротивление с помощью лупинга, приняв его диаметр равным диаметру основной магистрали.

Гидравлический уклон лупинга для переходной зоны:

(53)

Необходимая длина лупинга:

(54)