33) Определение числа нефтеперекачивающих станций

Число нефтеперекачивающих станций (НПС) вдоль фиксированной трассы трубопровода определяется следующим образом: где Здесь [p] – допускаемое давление для труб с толщиной стенки δ, Па.

В технологический расчет нефтепровода входит решение следующих основных задач:

• определения наиболее экономически выгодных параметров нефтепровода (диаметр трубопровода, давление на нефтеперекачивающих станциях, толщина стенки трубопровода и число нефтеперекачивающих станций);

• определения местонахождения станций на трассе нефтепровода;

• расчета режимов эксплуатации нефтепровода.

34) Циклическая перекачка может осуществляться и без остановок перекачки путем изменения пропускной способности трубопровода. Уменьшение подачи также приводит к усиленному путевому охлаждению нефти и опасности его «замораживания». Нарушение теплового равновесия приводит к перераспределению температурного поля вокруг трубопровода. Теплоотдача от нефти в грунт при этом уменьшается. Некоторое время температура жидкости поддерживается за счет тепла, аккумулированного грунтом. Но по мере остывания системы температуры массива и жидкости постепенно выравниваются. В подобных условиях, когда приходится переходить на режим перекачки с пониженной подачей, важно уметь рассчитывать допустимую длительность работы с измененными параметрами. Одним из важнейших факторов, влияющих на время безопасной работы TO, является продолжительность работы трубопровода до изменения режима тн. Чем длительнее время, в течение которого трубопровод работал с устойчивой расчетной подачей, тем больше тепла аккумулировалось в грунте и тем меньше опасность «замораживания» трубопровода

41. Исходные данные для технологического расчета

t_п.н, ºC – средневзвешенная температура перекачиваемой по МНП

ρ_ст, кг/м³ и μ_ст, МПа∙с – соответственно плотность и динамическая вязкость нефти в стандартных условиях (нормальном атмосферном давлении Р_ст = 0,1МПа = 1атм = 1кг/см² и температуре t_ст = 20 ºС);

G_г, млн т нефти в год – это плановое задание на перекачку или грузопоток в нефтепроводе;

L, км – протяжённость МНП (геометрическая длина МНП);

n_э – количество эксплуатационных участков, на которые делится трасса МНП;

ΔZ= (Z_к - Z_н), м – разность высотных отметок конечного Z_к (резервуары нефтеперерабатывающего завода или нефтеналивного терминала) и начального Z_н (головная нефтеперекачивающая станция) пунктов МНП.

Суточная производительность

Основным уравнением для расчёта газопровода является уравнение пропускной способности.

Для горизонтального газопровода, работающего в стационарном режиме, уравнение движения газа можно представить в следующем виде

, (2.1)

где – изменение давления на длине ;

– коэффициент гидравлического сопротивления;

– скорость течения газа;

– внутренний диаметр газопровода;

– плотность газа при давлении и температуре в точке .

При отсутствии ответвлений для любой точки газопровода можно записать уравнение неразрывности движения газа в виде

, (2.2)

где – площадь поперечного сечения газопровода;

– массовый расход газа.

Связь между массой газа, скоростью его течения и плотностью можно установить с помощью уравнения состояния газа

, (2.3)

где – удельный объем газа;

– коэффициент сжимаемости газа;

– газовая постоянная;

– абсолютная температура газа.

, (2.4)

где – газовая постоянная воздуха;

– относительная плотность газа;

Учитывая, что

(2.5)

Подставив в (2.2) выразим скорость течения газа

(2.6)

По длине участка давление снижается в степень сжатия раз (1,45  1,5 раза). Температура газа снижается менее чем в 1,2 раза. Таким образом, влияние изменения давления доминирует над изменением температуры, что приводит к возрастанию скорости течения газа по длине участка.

После подстановки в (2.1) уравнений (2.5) и (2.6) и интегрирования получим

(2.7)

Учет газа при коммерческих операциях производится в объёмных единицах приведенных к стандартным условиям

, (2.8)

где – объёмная производительность газопровода;

– плотность газа при стандартных условиях.

После преобразований уравнение пропускной способности газопровода принимает вид

, (2.9)

, (2.10)

где – переводной коэффициент, учитывающий размерность входящих в формулу величин.

– пропускная способность участка.

На практике обычно используют , при этом размерность остальных величин следующая: , , .

После преобразований уравнение пропускной способности газопровода принимает вид

(2.11)

Для определения пропускной способности необходимо определить:

- коэффициент гидравлического сопротивления ;

- среднее давление газа на участке;

- среднюю температуру газа на участке;

- коэффициент сжимаемости газа при и