- •Структура объектов системы нефтепроводного транспорта
- •1. Классификация магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •2. Состав сооружений магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •Физико-технические свойства нефтей и их поготовка к транспорту
- •3.Состав нефтей и их классификация
- •4. Физико-химические свойства нефтей
- •5. Подготовка нефти к транспорту
- •6. Прием-сдача нефтей определенного качества
- •Насосы для перекачки нефтЕй и нефтепродуктов
- •7. Нефтяные центробежные насосы
- •8. Принцип действия центробежного насоса
- •9. Гидравлические q-h зарактеристики центробежных насосов. Измененение насосных характеристик
- •11. Изменение насосных характеристик
- •12. Привод насоса. Выбор привода
- •13. Теоретический напор, мощность и к.П.Д центробежных насосов, коэффициент быстроходности цбн (основные рабочие параметры)
- •14. Расчет характеристик цбн в зависимости от плотности и вязкости перекачиваемой нефти
- •15. Пересчет характеристик цбн при изменении числа оборотов
- •16. Регулирование подачи цбн
- •17. Работа цбн в группе
- •18. Определение мощности насосов для перекачки нефти
- •Технологический расчет магистральных трубопроводов при стационарном режиме перекачки
- •19. Закон Паскаля
- •20. Уравнение Дарси-Вейсбаха
- •21. Уравнение Бернулли. Определение полного напора в различных сечениях трубопровода
- •22. Исходные данные для технологического расчета
- •23. Расчет параметров транспортируемых нефтей
- •24. Определение коэффициента гидравлического сопротивления внутренней поверхности трубопровода
- •25. Гидравлический уклон. Определение полных потерь давления в трубопроводе
- •26. Уравнение баланса напоров в рельефном трубопроводе
- •27. Потери напора в трубопроводе с лупингами и вставками
- •28. Определение расчетной длины нефтепровода. Перевальная точка
- •29. Характеристики трубопровода, насоса, насосной станции
- •30. Совмещенная характеристика «трубопровод-насос». Рабочая точка
- •31. Подбор насосно-силового оборудования
- •32. Определение необходимого числа насосных станций
- •33. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода
- •34. Расчет нефтепровода при заданном положении перекачивающих станций
- •35. Расчет коротких трубопроводов
- •36. Изменение подпора перед станциями при изменении вязкости нефти
- •37. Режим работы нефтепровода при отключении нефтеперекачивающих станций
- •38. Нефтепроводы со сбросами и подкачками
- •39. Методы увеличения пропускной способности нефтепровода
- •40. Методы снижения гидравлических потерь
- •42. Регулирование режимов работы трубопроводов изменением параметров трубопроводов дросселированием, байпасированием
- •43. Соотношение диаметров трубопроводов, давления и пропускной способности
- •44. Определение экономически наивыгоднейшего диаметра трубопровода
- •Основные требования к проектированию магистральных нефтепроводов
- •45. Расстояния между трубопроводами при подземной прокладке
- •46. Требования к расстановке запорной арматуры на магистральном нефтепроводе
- •47. Нормативная методика расчета трубопроводов на прочность
- •48. Основные нагрузки и воздействия на нефтепровод
- •49. Расчет толщины стенки трубопровода
- •50. Требования к трубам и марки сталей струб, применяемых при строительстве магистральных нефтепроводов
- •51. Требования к фасонным изделиям и соединительным деталям, применяемым на магистральных нефтепроводах
- •Противокоррозионная защита нефтепроводов и резервуаров
- •52. Классификация коррозионных процессов
- •53. Основные сведения об электрических процессах на поверхности трубопровода, находящегося в почве
- •54. Защитные покрытия нефтепроводов
- •55. Электрохимическая защита нефтепроводов от коррозии
- •56. Расчет длины защищаемого участка при катодной защите мн
- •57. Методы определения состояния коррозионной защиты нефтепроводов
- •58. Противокоррозионная защита резервуаров
- •Эксплуатация линейной части магистральных нефтепроводов
- •59. Утечки нефти из трубопровода и причины их возникновения
- •60. Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе
- •61. Методы обнаружения утечек нефти из трубопровода
- •62. Определение места утечки по диспетчерским данным
- •63. Истечение нефтепродукта через отверстия в трубопроводах
- •64. Расчет утечек нефтепродукта через отверстия в трубопроводе (см. П.60 Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе)
- •65. Планирование и расчеты периодических очисток нефтепровода от парафина
- •66. Внеплановая очистка нефтепровода от парафина и водяных скоплений
- •Технологические расчеты нефтепроводов при нустановившихся режимах
- •67. Инерционные свойства потока нефти
- •68. Гидравлический удар в нефтепроводах. Принципы расчета гидравлического удара
- •Перекачка нефтей с аномальными свойствами
- •69. Основные способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
- •70. Реологические свойства нефтей
- •71. Гидротранспорт вязких нефтей и нефтепродуктов
- •72. Перекачка термообработанных нефтей и нефтепродуктов
- •73. Перекачка нефтей с присадками
- •74. Перекачка предварительно подогретых нефтей и нефтепродуктов
- •75. Использование антитурбулентных присадок к нефтепродуктам для снижения потерь напора на трение
- •76. Зависимости основных параметров нефти от концентрации разбавителя
- •77. Вычисление давления насыщенных паров смеси
- •78. Вычисление гидравлических потерь при перекачке с разбавителем
- •79. Гидравлическая характеристика трубопровода при перекачке разбавленной нефти
- •Применение противотурбулентных присадок в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов
- •80. Эффект Томса
- •81.Применение противотурбулентных присадок на отечественных нефтепроводах
- •82. Технология ввода присадки в поток в трубопровод
- •83. Механизм действия малых полимерных добавок на поток в трубопроводе
- •107. Классификация нефтебаз
- •108. Номенклатура и основные эксплуатационные характеристики нефтепродуктов, с которыми оперируют нефтебазы
- •109. Физико-химические свойства нефтепродуктов
- •110. Операции, проводимые на нефтебазах
- •111. Объекты нефтебаз и их размещение
- •112. Определение объема резервуарного парка нефтебазы
- •113. Коэффициент оборачиваемости резервуаров
- •114. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций
- •115. Типы резервуаров и их конструкции
- •116. Оптимальные размеры вертикальных стальных резервуаров
- •117. Потери нефти и нефтепродуктов
- •118. Классификация потерь нефти и нефтепродуктов
- •119. Упрощенная теория потерь нефтепродуктов от испарения
- •120. Мероприятия по сокращению потерь от испарения
- •121. Современные средства сокращения потерь бензинов от испарения
34. Расчет нефтепровода при заданном положении перекачивающих станций
Нефтеперекачивающие станции выгодно помещать в пунктах, близко расположенных к селениям, железным и шоссейным дорогам, к источникам электроснабжения и водоснабжения. Важное значение имеют благоприятные топогеологические характеристики площадок под нефтеперекачивающие станции. Мало того, площадки должны быть так расположены, чтобы давления нагнетания на станциях были по возможности одинаковыми. Таковы требования норм технологического премирования.
При расстановке станций по Шухову выполняется всегда с гарантией лишь последнее из них. Выбор площадок под нефтеперекачивающие станции, свободный от ограничений, диктуемых методом Шухова (зоны возможного расположения), в ряде случаев позволяет удовлетворить указанным требованиям наиболее разумно.
Пусть все расчеты вплоть до выбора оптимального варианта проделаны, число станций округлено в большую сторону, места расположения нефтеперекачивающих станций выбраны.
Дальше остается добиться, чтобы напоры на нагнетательных и всасывающих сторонах станций не выходили за пределы допустимых значений.
Последовательность расчета может быть следующей.
Начнем с первого участка (головная станция и примыкающий к ней перегон).
1. По характеристикам Q — Н находим напоры, развиваемые подпорной ( ) и основной (HCT) станциями. Сложив их, получаем напор на нагнетательной стороне станции (напор нагнетания H):
.
2. Из уравнения баланса напоров для участка находим подпор перед второй станцией. С учетом потерь в коммуникациях станций это уравнение будет выглядеть так:
,
где l и — длина и разность высот конца и начала перегона между станциями (находим по профилю трассы); hCT — потеря напора в коммуникациях станции.
Расчеты для последующих участков аналогичные: определяем напор нагнетания H и затем — подпор перед следующей станцией.
Если на какой-либо станции напор Н окажется выше допустимого, то для снижения его до могут быть приняты следующие, уже указывавшиеся выше, меры: уменьшение числа рабочих насосов, обрезка колес насосов (сменные роторы), а также дросселированное.
Первый способ наиболее экономичный. При втором способе несколько снижается КПД насоса (допускают обрезку колес не более 10%). Дросселирование, т. е. искусственное увеличение гидравлического сопротивления, сопряжено с затратой энергии; поэтому его следует применять лишь тогда, когда оно оказывается единственно возможным средством снижения напора.
Следует иметь в виду, что снижение напора нагнетания неизбежно вызывает уменьшение подпора перед следующей станцией. Если подпор окажется ниже допустимого, то для повышения его до надо будет на рассматриваемом участке проложить лупинг, (вставку большого диаметра). Необходимая длина его определяется из уравнения
.
Расчет напоров H и на станциях можно провести и по-другому: начиная с последнего участка.
Последовательность расчета.
1. По формуле
,
где hКП — потеря напора в коммуникациях конечного пункта нефтепровода (включая и высоту уровня в приемном резервуаре), определяем напор Н , который должен быть на нагнетательной стороне последней станции (требуемый напор).
Если есть перевальная точка, то ее следует считать конечным пунктом. В этом случае требуемый напор на последней станции
.
2. Определяем по характеристике Q — Н напор HCT затем находим, какой должен быть подпор перед последней станцией:
.
3. По формуле
определяем требуемый напор на предпоследней станции. Затем находим подпор перед этой станцией и т. д.
Если для какого-либо участка окажется, что или , то меры, принимаемые для снижения Н или для повышения , те же, что и описанные выше.
Построение совмещенных характеристик Q — Н, а также линий гидравлического уклона, когда расположение станций задано, очевидно, теряет самостоятельное значение. Их надо вычерчивать лишь для контроля правильности расчетов.
Для участков, где давления нагнетания значительно отличаются от расчетного, необходимо уточнить (вновь определить) толщину стенки трубопровода. Далее решается вопрос о «раскладке» труб.