- •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
40. Методы снижения гидравлических потерь
Основные методы снижения потерь энергии при транспортировании жидкостей трубопроводам:
использование труб с гладкой внутренней поверхностью;
обеспечение плавных поворотов потока;
устройство более плавного изменения поперечного сечения потока жидкости;
устройство плавных входов и выходов из труб;
разогрев при перекачивании высоковязких жидкостей;
введение полимерных добавок в поток жидкости.
41. Регулирование режимов работы трубопроводов изменением параметров НПС изменением количества и схемы соединения насосов, применением гидро- и дисковых муфт, сменных роторов, обточки колес, изменением частоты вращения вала насоса
42. Регулирование режимов работы трубопроводов изменением параметров трубопроводов дросселированием, байпасированием
Изменения условий перекачки в процессе эксплуатации (изменение расхода, временный выход из строя какой-либо станции и т. д.) могут привести к нарушению нормального режима работы нефтепровода: к кавитации на одних станциях и к давлениям, превышающим предельное, на других. Это означает, что пропускные способности отдельных участков нефтепровода окажутся неодинаковыми. Согласование работы насосных станций (или, что то же, выравнивание пропускных способностей участков нефтепроводов) достигается регулированием. В результате регулирования подпоры перед станциями должны быть не меньше допустимых , а напоры не должны превосходить предельного значения .
При регулировании изменяется напор на насосной станции и одновременно расход. Регулирование может быть ступенчатое (отключение насосных агрегатов) и плавное, осуществляемое изменением числа оборотов двигателя или насоса, перепуском части потока нефти из нагнетательного коллектора во всасывающий и дросселированием потока.
Регулирование отключением одного или нескольких агрегатов — наиболее экономичный способ. Он применяется в тех случаях, когда необходимо уменьшить напор на величину, близкую к напору, развиваемому по крайней мере одним насосом. Чтобы точно установить нужные напор и расход, ступенчатое регулирование должно быть дополнено плавным регулированием.
Регулирование изменением числа оборотов двигателя не получило распространения, так как существующие схемы пока еще сложны, громоздки и дороги (имеются в виду электродвигатели).
Регулирование изменением числа оборотов насоса осуществляется при помощи специальных магнитных муфт или гидромуфт.
Рассмотрим регулирование при помощи муфт, перепуском и дросселированием, сравнив эти способы по коэффициентам полезного действия,
Пусть в результате регулирования расход и напор должны быть равны и (рис. 1), которые являются координатами точки А, лежащей на характеристике трубопровода (последняя на чертеже не показана). Тогда при регулировании дросселированием
насосная станция будет развивать напор ; напор Н' должен быть погашен дросселированием. При этом полезная мощность равна , а затраченная . Отсюда коэффициент полезного действия
, или . (1)
При регулировании перепуском подача насосной станции равна , поток нефти с расходом должен циркулировать по байпасной линии.
Следовательно, при перепуске коэффициент полезного действия
.
Выразим через величины Н' и
Если уравнение характеристики насосной станции написать в виде , то
и .
Учитывая также, что получим
или (2)
При регулировании с помощью муфты крутящий момент на валу двигателя передается на вал насоса без изменения, т. е.
Рис. 1. К расчету регулирования работы насосной станции
,
где и — мощность и число оборотов на валу двигателя, а и — то же на валу насоса.
Следовательно, коэффициент полезного действия при этом способе регулирования равен .
Очевидно, что этой же величине равен КПД для всей насосной станции, если на ней установлены одинаковые насосные агрегаты.
Величина — полный КПД ( ); он включает в себя КПД регулирования и КПД при отключенном регулирующем устройстве муфты (максимальный КПД, когда ведомый вал вращается с наибольшим числом оборотов п1.
Итак,
,
где
, а
Максимальный КПД для магнитных муфт равен 0,93—0,95, а для гидромуфт он достигает 0,97—0,98. Коэффициент полезного действия регулирования определяется числом оборотов за пределами регулирования.
Для центробежных насосов
и
Из этих соотношений имеем:
и
(3)
— уравнение параболы подобных режимов работы насоса (рис. 1— пунктирная кривая). Расход соответствующий числу оборотов ,найдем совместным решением уравнения (34) и уравнения характеристики насосной станции, которое представим в той же форме:
В результате будем иметь:
.
Далее, произведя замену
и ,
получим
Из формул (33), (34) и (35) следует, что и .
Однако это не означает, что регулирование при помощи муфт всегда выгоднее.
При сравнении регулирования при помощи муфт с остальными способами надо пользоваться не коэффициентом , а полным коэффициентом полезного действия , который учитывает потери энергии при регулировании и постоянные потери. Последние имеют место не только во время регулирования, но и при работе нефтепровода, когда регулирование не ведется. Чем меньше частота и продолжительность периодов регулирования, тем менее выгодным оказывается регулирование при помощи муфт.
Сравним теперь способы регулирования дросселированием и перепуском.
Из формул
и
следует, что если , то .
Иными словами, если мощность, потребляемая насосом (насосной станцией), с увеличением расхода возрастает, то регулирование дросселированием выгоднее регулирования перепуском, и наоборот.
Насосы, применяемые на магистральных нефтепроводах, имеют пологие характеристики Q — Н; для них зависимость N = N(Q) — возрастающая функция. Поэтому на магистральных нефтепроводах регулирование дросселированием выгоднее регулирования перепуском.