- •Вопрос 1 Технологическая схема мн.
- •Вопрос 2. Технологическая схема мг
- •Вопрос 3. Гидравлический расчет нефтепровода
- •Вопрос 4. Определение числа нпс и их расстановка по трассе
- •Вопрос 5 расчёты сложных трубопроводов
- •Для последовательно соединенных участков
- •Вопрос 6 Оценка состояния внутренней полости нефтепровода
- •Вопрос 7
- •Вопрос 8 Парафинизация нефтепровода
- •Вопрос 9 Определение оптимальной периодичности очистки
- •Вопрос 10 Особенности последовательной перекачки нефтей и нефтепродуктов
- •Вопрос 11 Особенности перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей
- •Вопрос 13 Изменение основных технологических параметров перекачки при снижении эффективности работы линейной части
- •12. Совместная работа нпс и лч
- •Вопрос 15 Пропускная способность мг
- •Вопрос 16 Определение коэффициента гидравлического сопротивления
- •Вопрос 17 Определение среднего давления Рср
- •Из рисунка видно, что
- •Вопрос 18 Определение средней температуры Тср
- •1. Температуры газа на входе в кс (т2).
- •3. Охлаждения газа в аво
- •4. Охлаждениия газа в трубопроводе.
- •Вопрос 19 Охлаждение газа в трубопроводе
- •Пренебрегая влиянием дросселирования газа, получим уравнение Шухова
- •Вопрос 20 Физические свойства газа
- •Коэффициент Джоуля-Томсона
- •Вопрос 21 Расчет сложных газопроводов
- •Для случая простого трубопровода
- •Вопрос 22
- •Вопрос 23
- •Для случая простого трубопровода
- •Вопрос 24
- •Вопрос 25
- •Задаёмся значением Тср:
- •Определяем среднее давление:
- •Определяем критические, приведённые значения давления и температуры газа и коэффициент сжимаемости z.
- •Вопрос 26 Определение интенсивности использования оборудования кс
- •Приведённая частота вращения
- •5. С графика при [Qоб.]пр. Определяем
- •Вопрос 27 Определение показателя экстенсивности использования гпа по времени
- •Вопрос 29
- •Вопрос 30
- •Для последовательно соединенных участков
- •Вопрос 31
- •Вопрос 32
- •Вопрос 33 механизм образования парафиновых отложений
- •34. Нормативно-техническая и законодательная база систем проектирования и организации строительства объектов
- •35. Порядок разработки и согласования задания
- •36. Использование систем управления проектами в строительстве
- •37. Процесс контроля исполнения и управления проектом
- •38. Диаграммы применяемые для управления проектами
- •39. Системы календарного планирования и контроля реализации проектов
- •(Дополнение)) Использование систем управления проектами в строительстве
- •40. Стадийность проектирования
- •41. Декларация о намерениях, обоснование инвестиций
- •42. Экспертиза проекта
- •43. Участники инвестиционно-строительного проекта и особенности взаимоотношений между ними
- •44. Авторский надзор
- •45. Оценка стоимости проектов и анализ рисков
- •46. Управление качеством проекта
Вопрос 2. Технологическая схема мг
Основными элементами МГ являются: линейная часть, компрессорные станции (КС), газораспределительные станции (ГРС), пункты измерения расхода. При необходимости в состав МГ могут входить станции охлаждения газа (СОГ).
Линейная часть представлена одной или несколькими (до 6) нитками с максимальным диаметром 1420 мм каждая. В случае многониточных газопроводов между нитками сооружаются перемычки через 4060 км и на входе и выходе каждой КС. В сложных условиях перемычки сооружаются у каждого линейного крана. Линейные краны устанавливаются через 2030 км. Перемычка выполняется из труб диаметром не менее 0,7 меньшего из диаметров соединяемых ниток. При соединении ниток, имеющих различное рабочее давление, перемычки помимо крановых узлов оборудуются узлами редуцирования. Эксплуатируемые в настоящее время газопроводы имеют рабочее давление 5,4 и 7,35 МПа и степень сжатия 1,451,50. Длина участка между КС при этом составляет 100150 км. В конец газопровода газ поступает с давлением 1,52 МПа. По пути газ выдается потребителям через газораспределительные станции.
Вопрос 3. Гидравлический расчет нефтепровода
,
,
,
Для линейной части нефтепровода .
В общем случае, коэффициент гидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса Re и от относительной шероховатости
,
При расчетах нефтепроводов рекомендуется использовать kэ = 0,10,2 мм
.
Если Re < 2000 в трубопроводе наблюдается ламинарный режим течения и является функцией только Re. В этом случае используется формула Стокса
.
При Re 3000 ламинарный режим переходит в турбулентный. зона турбулентного режима получила название зоны гидравлически гладких труб
.
определяется в этой зоне по формуле Блазиуса (зона Блазиуса)
.
Далее до ReII = 500· , имеет место зона смешанного трения, где Re = f(Re, ). В настоящее время в этой зоне определяется из формулы Альтшуля
.
При Re ReII влияние числа Рейнольдса становится незначительным и = f(), трубопровод переходит в квадратичную зону. По формуле Шифринсона
.
обобщенная формулу Лейбензона
,
где Ламинарный режим m = 1 = 4,15, с2/м;
Зона Блазиуса m = 0,25 = 0,0246, с2/м;
Зона смешанного трения m = 0,123 = 0,0802·100,127lg(k/D)-0,627, с2/м;
Квадратичная зона m = 0 = 0,0826·, с2/м;
Реально МН работает в зонах смешанного трения и гидравлически гладких труб (Блазиуса)
Вопрос 4. Определение числа нпс и их расстановка по трассе
Необходимое для обеспечения заданной пропускной способности нефтепровода число НПС определяется из уравнения балансов между полными потерями напора в трубопроводе и напором развиваемым насосами НПС. Для эксплуатационного участка оно может быть записано следующим образом
, (4.18)
где hн – начальный напор в участке (напор развиваемый подпорными насосами); n0 – теоретическое число НПС; Hст= kHn-hст – напор развиваемый НПС; k – количество рабочих магистральных насосов на, НПС; Hn – напор развиваемый одним насосом; hст=1520м – внутристанционные потери напора; hк=2040м – остаточный напор в конце участка.
Из (4.18) теоретическое число НПС будет равно
. (4.19)
При округлении в большую сторону суммарный напор всех НПС будет превышать необходимый для обеспечения заданной пропускной способности
Если повышение пропускной способности не желательно, напор развиваемый всеми НПС необходимо снизить на величину
. (4.23)
Это возможно выполнить заменой рабочих колес на части насосов или обточкой рабочих колес. Во избежание снижения к.п.д. насосов обточка не должна превышать 10%.
Если суммарный напор НПС не снизить, то величина H будет потеряна не дросселирование.
При округлении в меньшую сторону (n n0) пропускная способность нефтепровода снизится. Для повышения ее до заданного уровня используют прокладку лупинга для снижения потерь напора в трубопроводе на величину
где i – гидравлический уклон нефтепровода, представляющий собой потерю напора на трение на единице длины нефтепровода
; (4.25)
iл – гидравлический уклон лупингованного участка
Принятые НПС надо расставить по трассе МН таким образом, чтобы давление за НПС не превышало допустимого по прочности трубопровода или насоса, а на входе в НПС не было меньше допустимого гарантирующего бескавитационный режим работы насосов.
, (4.28)