Характеристика Q-H горячего нефтепровода.

Напорная характеристика горячего тп.

Графическая напорная характеристика горячего трубопровода, описывающая зависимость Q—Н согласно полученной формуле потерь напора на трение, изображена на рис. Напорную характеристику можно разделить вертикальными прямыми на три зоны. В зоне малых расходов / медленно движущаяся нефть успевает охладиться еще на начальном участке трубопровода до температуры, близкой к температуре окружающей среды, и на оставшейся большей части трубопровода движется холодная нефть с практически постоянной высокой вязкостью. Графически в этой зоне напорная характеристика имеет вид прямой линии с большим углом наклона к оси абсцисс из-за высокой вязкости. В зоне больших расходов /// нефть, двигаясь с большой скоростью, успевает пройти до конца трубопровода, сохранив еще высокую температуру. Поскольку средняя температура потока в этой зоне высока, напорная характеристика близка к прямой линии (ламинарный режим), с гораздо меньшим углом наклона к оси абсцисс, чем в зоне /, из-за малой вязкости нефти. Как в I, так и в /// зоне потери напора с увеличением расхода возрастают. В зоне // потери напора возрастают с уменьшением расхода. Это объясняется тем, что с уменьшением расхода в этой зоне (зоне средних расходов), а следовательно, и с уменьшением скорости движения нефти каждаяее порция дольше находится в трубопроводе и успевает остыть. В результате снижается средняя температура и возрастает средняя вязкость нефти, причем относительный рост вязкости в этой зоне больше, чем относительное уменьшение расхода, что приводит к росту потери напора при уменьшении расхода. Рабочей является только /// зонасо сравнительно большими расходами; / зона является нерабочей, так как при тех же напорах на станции расходы здесь будут в несколько раз меньше, чем в третьей зоне. Если потери напора в точке перехода из зоны / в зону /// превышает максимальный напор, развиваемый насосной станцией, то при попадании рабочей точки системы насосная станция — трубопровод во // зону, являющуюся неустойчивой, расход будет самопроизвольно сокращаться и в конце концоврабочая точка перейдет в / зону. Это означает практически остановку трубопровода, поскольку расход становится очень малым. Если по каким-то причинам рабочая точка горячего трубопровода приблизилась к границе зоны // или уже перешла в эту зону, то возвратить ее в рабочую /// зону можно одним из следующих способов: быстро повысить температуру нагрева нефти; быстро увеличить напор на станциях подключением дополнительных насосов; начать закачку в трубопровод менее вязкого продукта, не снижая температуру нагрева нефти. Если насосная станция может развивать напор, превышающий максимальные потери напора на границе / и // зон, причем эти потери не превышают допустимый напор из условий прочности трубопровода и оборудования на станции, то возвращение из / зоны в /// не представляет трудностей.

4. Расстановка НПС на горячем нефтепроводе.

Место расположения НПС по трассе МН определяется в соответствии с гидравлическим расчетом, а также с учетом равномерного распределения давления нефтепровода между НПС. При выборе мест расположений НПС учитывают необходимость рационального и комплексного использования энергетических ресурсов, систем тепло- и водоснабжения, канальзационных и очистных сооружений, общественного строительства района. НПС должны раразмещаться, как праввила, после перехода больших рек, на площадках с благоприятными топогеологическими условиями, а также возможно ближе к населенным пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения. Размеры площадки следует принимать минимально необходимыми с учетом рациональной плотности застройки, а также возможности расширения станции. НПС МН подразделяются на головные и промежуточные. Головная НПС (ГНПС) размещается в начале МН, а также в начале эксплуатационных участков (на МН большой протяженности следует предусматривать организацию эксплуатационных участков протяженностью от 400 до 600 км, обеспечивающих независимую работу НПС по схеме «из насоса в насос», без резервуарного парка. На начальных НПС эксплуатационных участков необходимо предусматривать резервуарный парк. Резервуарный парк устанавливается также на НПС, где намечается осуществлять перераспределение грузопотоков нефти в системе нефтепроводов.) и работает по режиму «через резервуарный парк», или с «подключенным резервуаром» с возможностью работы, в случае необходимости, работы «из насоса в насос». ГНПС предназначена для приема нефти с РП или с предыдущих учстков нефтепроводов. В состав технологических сооружений ГНПС входят: резервуарный парк, подпорная насосная, узел учета нефти, магистральная насосная, узел регулирования давления, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительными устройствами, а также технологические нефтепроводы. Промежуточные НПС предназначаются для повышения давления в МН. Промежуточные НПС могут быть с РП и без него. В состав технологических сооружений промежуточной НПС входят: магистральная насосная, фильстры-грязеуловители, узел регулирования давления, система сглаживания волн давления (ССВД), а также технологические трубопроводы. Состав технологических сооружений промежуточной НПС с РП аналогичен ГНПС. Конечный пункт (КП) обеспечивает подключение МН к нефтеперерабатывающему заводу, базе смешения нефтей или наливной станции.