Особенности технологии и преимущества последовательной перекачки.




ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?

Особенности технологии и преимущества последовательной перекачки.



 

 

3.Характеристики нагнетателей (при проведении технологических расчетов магистральных газопроводов). Аналитическое выражение.


Исходные данные для технологического расчета нефтепровода.

 

Проектирование нефтепровода выполняется на основании проектного задания, в котором указываются:

§ начальный и конечный пункт трубопровода;

§ потребность в перекачке нефти (на перспективу);

§ пропускная способность в целом по системе и по участкам;

§ размещение пунктов путевых сбросов (подкачек) нефти;

§ сроки ввода в эксплуатацию нефтепровода по очередям строительства.

Трасса магистрального нефтепровода должна быть максимально приближена к геодезической прямой, однако, как правило, на практике это не представляется возможным. Трасса трубопровода не должна пересекать крупные населенные пункты, заповедники, объекты горных выработок. Нецелесообразно прокладывать трубопровод через озера, по болотам, вдоль русел рек, если их можно обойти при незначительном удлинении трассы.

При выборе трассы изучаются геологические, клима­тические, гидрологические и сейсмические условия района прокладки. Большую помощь оказывает применение аэро­фотосъемки. По имеющимся данным намечаются несколько вариантов прохождения трассы, число которых сильно возрастает с увеличением протяженности трубопровода и узловых точек (мест отборов или подкачек нефти, заданных промежуточных пунктов и т. п.). Для выбора оптимального варианта трассы в настоящее время широко используется ЭВМ. В качестве критерия оптимальности наиболее признанными являются экономические:приведенные затраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы. В качестве дополнительных критериев могут быть приняты минимальные металлозатраты, время строительства и вероятность его завершения в заданные сроки.

На основании топографических изысканий выбранной трассы нефтепровода строится сжатый продольный профиль, представляющий собой разрез земной поверхности вер­тикальной плоскостью, проходящей через ось трассы. Чертеж профиля выполняется в двух масштабах – вертикальном и горизонтальном – которые отличаются по величине. По чертежу профиля трассы определяют необходимые для гидравлического расчета расчетную длину нефтепровода, разность геодезических (нивелирных) отметок. По сжатому профилю трассы выполняют расстановку перекачивающих станций.

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;

li – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой Ti;

n – число участков.

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

(1.2)

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

x=1,825 – 0,001315×r293;

r293 – 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 nТ – кинематическая вязкость нефти, мм2/с;

А и В – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости n1 и n2 при двух температурах Т1 и Т2

 

формула Филонова-Рейнольдса:

(1.4)

где u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К

§ Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода NР определяется с учетом затрат времени на техническое обслуживание, ремонт и ликвидацию повреждений. Оно зависит от условий прокладки трубопровода, его протяженности и диаметра (табл. 1.3).

Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов [4]

Протяженность нефтепровода, км Диаметр нефтепровода, мм
до 820 включ. свыше 820
до 250
от 250 до 500 356 / 355 353 / 351
от 500 до 700 354 / 352 351 / 349
свыше 700 352 / 350 349 / 345

 

В числителе указаны значения NР для нормальных условий прокладки, в знаменателе – при прохождении нефтепроводов в сложных условиях (заболоченные и горные участки, доля которых в общей протяженности трассы составляет не менее 30%).

§ 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.





Последнее изменение этой страницы: 2016-08-15; Нарушение авторского права страницы

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.239.40.250 (0.005 с.)