5. Системы перекачки

При постанционной перекачке нефть поочередно принимают в один из резервуаров перекачивающей станции, а откачивают из другого. Эта система позволяет достаточно точно учитывать перекачиваемую нефть по замерам уров­ня в резервуарах.Основной недостаток

системы – большие потери от «больших дыханий», а также значительная металлоемкость.

При перекачке через резервуар ПС нефть от предыдущей станции поступает в резервуар, который служит буферной емкостью, и одновременно из него откачивается. Вследствие пере-

мешивания нефти в резервуаре потери от испарения также велики.

При перекачке с подключенным резервуаром нефть через резервуар не проходит, поскольку он соединен с отводом от всасывающей линии станции. Уровень в резервуаре изменяется незначительно в зависимости от величины разности расходов, которые обеспечивают данная и предыдущая ПС. При равенстве этих расходов уровень нефти остается практически неизменным. Потери от испарения определяются суточными колебаниями температур (потери от «малых дыханий»).

Система перекачки из насоса в насос осуществляется при отключении резервуаров промежуточных перекачи­вающих станций. Их используют только для приема нефти из трубопровода в случае аварий или ремонта. При отключенных резервуарах исключаются

потери от испарения и полностью используется подпор, передаваемый от предыдущей ПС.

Первые три из вышеперечисленных систем перекачки – следствие применения поршневых насосов для транспорта нефти, поскольку существенно уменьшается воздействие от гидравлического удара на трубопровод. При использовании центробежных насосов наиболее предпочтительна система перекачки из насоса в насос, так как она позволяет достичь полной синхронизации работы ПС.

Таким образом, система перекачки из насоса в насос является основной и наиболее широко используемой на промежуточных ПС, расположенных внутри эксплуатационных участков. Перекачка с подключенным резервуаром применяется на перекачивающих станциях, расположенных на границах соседних эксплуатационных участков. Головная перекачивающая стация магистрального нефтепровода может работать по системе постанционной перекачки.

6. Исходные данные для технологического расчета нп

Технологический расчет магистрального нефтепровода предусматривает решение следующих основных задач:

• определение оптимальных параметров нефтепро­вода. К ним относятся диаметр трубопровода, давление на перекачивающих станциях, толщина стенки трубопровода, число нефтеперекачивающих станций;

• расстановка станций по трассе нефтепровода;

• расчет эксплуатационных режимов нефтепровода.

Для определения оптимальных параметров нефтепро­вода обычно задаются несколькими значениями его диаметра, после чего выполняются гидравлический и механический расчеты. Результатом этих расчетов является определение числа ПС и толщины стенки трубы для каждого конкури­рующего варианта.

Расчет эксплуатационных режимов заключается в определении производительности нефтепровода, давления на выходе станций и подпоров перед ними при условиях перекачки, отличающихся от проектных. Одновременно рассматриваются вопросы регулирования работы нефтепровода.

Основными параметрами для технологического расчета являются:

• Расчетная температура транспортируемой нефти, принимаемая равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчетную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Для трубопровода большой протяженности трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае можно записать

(1.1)

где L – полная протяженность нефтепровода;

l_i – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой T_i;

n – число участков.

• Плотность нефти определяются на основании лабораторных анализов либо из справочных данных. Расчетная плотность при температуре Т=Т_Р определяется по формуле

(1.2)

где  – температурная поправка, кг/(м³∙К),

=1,825 – 0,001315₂₉₃ ;

₂₉₃ – плотность нефти при 293К, кг/м³.

• Расчетная кинематическая вязкость нефти определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей:

формула Вальтера (ASTM)

(1.3)

где _Т – кинематическая вязкость нефти, мм²/с;

А и В – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости ₁ и ₂ при двух температурах Т₁ и Т₂

формула Филонова-Рейнольдса

(1.4)

где u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К

Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода N_Р определяется с учетом затрат времени на техническое обслуживание, ремонт и ликвидацию повреждений. Оно зависит от условий прокладки трубопровода, его протяженности и диаметра

• Механические (прочностные) свойства трубной стали, необходимые для определения толщины стенки нефтепровода.

• Укрупненные технико-экономические показатели: стои­мость линейной части и оборудования ПС, стоимость электроэнергии, отчисления на амортизацию, текущий ремонт и собственные нужды, заработная плата персонала и т. д.