- •1. Основные способы транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа на дальние расстояния
- •2.Выбор оптимального способа Транспорта нефти и нп.
- •3 Классификация нефтепроводов и Нпп
- •4. Состав сооружений магистрального нефтепровода.
- •5. Порядок проектирования магистрального трубопровода
- •6. Инженерные изыскания трасс магистральных трубопроводов и площадок перекачивающих станций.
- •7. Выбор оптимальной трассы трубопровода.
- •8. Отвод земли при строительстве магистрального трубопровода.
- •9. Основное оборудование нпс
- •10. Вспомогательное оборудование насосных станций
- •39. Вспомогательное оборудование кс.
- •11. Схемы нпс. Системы перекачки
- •12. Подготовка нефти к транспорту
- •13. Технологический расчет нефтепроводов
- •14. Потери на трение и местные сопротивления в магистр. Нп Потери напора от трения
- •15. Расчетная длина нп, течение н за перевальной точкой.
- •16. Расчет нефтепровода с лупингами и вставками.
- •17. Уравнение баланса напоров магистр. Нефтепровода.
- •18. Расчёт трубопроводов на прочность
- •19.Арматура магистрального нефтепровода
- •20. Совмещенная хар-ка насосных станций и нефтепровода.
- •21. Определение числа нпс.
- •22. Расстановка станций, лупингов и вставок по трассе нп
- •23. Увеличение производительности нефтепровода.
- •24. Определение оптимального диаметра нефтепровода.
- •25. Улучшение транспортабельных характеристик нефтей.
- •26. Состав и основные физические свойства природных газов.
- •27. Подготовка газа к транспорту
- •28. Классификация газопроводов
- •29. Состав сооружений мг
- •30 Арматура магистральных газопроводов
- •33 Подводные переходы трубопроводов
- •31. Способы прокладки магистральных газопроводов.
- •32. Переходов мтп через автомобильные и железные дороги.
- •34. Виды магистральных газопроводов. Производительность, Пропускная способность.
- •35. Гидравлический расчёт простого газопровода
- •36. Гидравлический расчет сложных мг.
- •37. Коэф. Гидравлич-го сопрот-я г/пр. Коэф. Эффективности.
- •38. Изменение давления по длине газопровода. Среднее давление.
- •39. Температурный режим газопровода
- •40. Увеличение пропускной способности газопровода
- •42. Типы гпа. Основные характеристики, размещение на кс.
- •43 Агрегатные системы гпа
- •44. Газовая обвязка цбн.
- •45. Технологические схемы кс с центробежными нагнетателями.
- •46. Расчет режима работы кс по приведенным характеристикам.
- •47. Располагаемая мощность гпа.
- •48 Определение расхода топливного газа для гту
- •49.Основное оборудование кс
- •50.Оборудование для очистки газа на кс
- •51. Способы охлаждения газа на кс
- •Вопросы к гос. Экзамену по дисциплине «проектирование газонефтепроводов»
22. Расстановка станций, лупингов и вставок по трассе нп
Задача размещения станций и лупингов по трассе трубопровода наиболее наглядно решается графически по методу Шухова. Пусть на профиле АD (рис. 19) следует разместить насосные станции и лупинги, длина которых определена аналитическим расчетом по формуле:
Сначала рассмотрим способ расстановки станций, когда п1 взято с превышением против теоретического п0. В этом случае из точки А на профиле по вертикали вверх (в масштабе высот) откладываем напор АВ, развиваемый всеми станциями при полном их напоре:
АВ =
>
,так
как п1
>
п0.
Точку В соединяем прямой линией с точкой D. Очевидно, уклон этой линии больше проектного гидравлического уклона, так как пропускная способность трубопровода при п1 больше заданной. Прямую АВ делим на равные отрезки по числу станций. Каждый отрезок (Аα = αβ = βγ = γВ) представляет собой максимальный напор, развиваемый одной станцией. Через точки α, β и γ проводим линии, параллельные наклонной прямой ВD, до пересечения с профилем. Точки α',β',γ' дадут местоположения насосных станций на профиле трубопровода. Некоторое смещение станций с этих фиксированных точек может удовлетворить условиям перекачки при неполном использовании давления. Однако при доведении давления на станциях до нормы всякое смещение станций создает неблагоприятные условия работы трубопровода: пропускная способность на одних перегонах становится больше, а на других — меньше средней величины. Последние будут лимитировать в дальнейшем общую пропускную способность трубопровода.
Е
сли
же число станций п2
взято
меньше теоретического числа п0
и
для компенсации недостающего напора
намечено уложить лупинги длиной хл,
то
размещение станций может быть произведено
с большей свободой выбора их местоположения.
Итак, пусть на профиле АD (рис. 20) следует расставить несколько станций (например, три). Точка В — контрольный перевал (перевальная точка), с которого жидкость самотеком поступает в емкость конечного пункта D.
Из
точки А
вверх
по вертикали в масштабе высот
откладываем отрезок Аa3,
равный
напору, развиваемому всеми (тремя)
станциями. При этом отрезки Аa1
=
а1а2
=
а2а3
изображают
напор, создаваемый одной станцией (за
вычетом остаточного напора р2/ρg
используемого для закачки нефти в
емкость последующей станции): Aa1
=
.
Далее из точек а3 и В, как из вершин, строим так называемый параллелограмм гидравлических уклонов а3b3Вb3′. Стороны этого параллелограмма образуют с горизонталью углы, соответствующие гидравлическим уклонам i0 и iл.
Верхняя ломаная линия а3b3В характеризует падение напора в трубопроводе в том случае, если головная станция, развивая весь потребный напор, заменяет все промежуточные станции и лупинг расположен в начальном участке трубопровода. Ломаная а3b3′В соответствует расположению лупинга в конце нефтепровода перед перевальной точкой.
Д
лину
лупинга определяют как горизонтальную
проекцию xл
отрезка
а3b3
(или
b3′
В).
Из
этого чертежа следует, что длина лупинга
не зависит от места его расположения.
Очевидно, лупинг можно распределить по
трассе и от этого его суммарная длина
не увеличится (сумма горизонтальных
проекций отрезков а3α
и
βγ
равна проекции а3b3
на
горизонталь). Для уменьшения
гидродинамического давления в трубе
рекомендуется лупинги укладывать в
конце перегона между станциями.
После построения параллелограмма
гидравлических уклонов через вершины
b3
и
b'3
(см.рис.
20) проводят две вертикальные линии
b3b2b1
и
b′3b'2.
Из
точек а2
и а1,
как из вершин, строят подобные же
параллелограммы. Тогда при пересечении
с профилем каждый из этих параллелограммов
даст по две точки е,
е'
и
f,
f
'.
Участок профиля между точками е
и
е'
является зоной возможного расположения
второй насосной станции (первая станция
находится в голове нефтепровода в
точке А).
Точно
так же на участке f
—
f
' можно
выбрать пункт для третьей насосной
станции.
После того как выбраны площадки для этих станций, например точки Е и F (рис. 21), можно приступить к размещению лупингов на профиле трубопровода. На первом перегоне лупинг устанавливаем в конце участка перед второй станцией. Для этого из точки Е под углом, соответствующим iл, к горизонтали проводим линию Еk1 до пересечения с линией а1е. Из этого построения видно, что на участке от Ао до Ко укладывается одиночная труба, а на участке К0Е0 — двойная (с лупингом). Падение напора на первом участке выражается ломаной линией а1k1Е. Параллельно наклонной линии k1Е проводим линии k2 е2 и k3 е3 через точки, лежащие на прямых k1 — k2 и Е — е3. Отрезок е2 Е = k2 k1 = а2 а1 = а1А представляет собой напор, развиваемый станцией при полном давлении насосов.
П
одобным
же образом можно построить линию падения
напора на втором перегоне. Для этого из
точки е2
следует
провести линию е2
g2
под
углом, соответствующим i0,
к горизонту до пересечения с прямой
g2
F,
проведенной
через точку F
под
углом, соответствующим iл.
Таким
образом, на этом перегоне лупинг будет
размещен на участке G0F0.
По этому методу размещаем лупинг на остальных перегонах (например, участок Н0В0).
Итоговая линия падения напора изображена ломаной Аа1k1Ее2 g2Ff3 h3ВD.
