Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ РФ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов»

ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНАЯ ПЕРЕКАЧКА НЕФТЕПРОДУКТОВ ПО НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДУ «ЧЕРКАССЫ-КАМБАРКА»

Выполнил студент гр. МТ-10-03

Сармалдинова А.М.

Проверил Фазлетдинов Р.А.

Уфа, 2014

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1 Описание нефтепродуктопровода «Черкассы-Камбарка»

1.1 Общая характеристика нефтепродуктопровода

1.3 Характеристика перекачиваемых нефтепродуктов

2 Принцип последовательной перекачки бензина и дизельного топлива и основные ее параметры

2.1 Особенности технологии последовательной перекачки

2.2 Смесеобразование при последовательной перекачке и борьба с ним

2.3 Контроль последовательной перекачки

3 Расчет последовательной перекачки

3.1 Гидравлический расчет нефтепродуктопровода «Черкассы-Камбарка»

3.2 Расчет контактов нефтепродуктов

4 Очистка нефтепродуктопровода

Заключение

Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ

Трубопроводный транспорт нефтепродуктов - наиболее экономичный и экологически предпочтительный вид транспорта. В настоящее время действует очень большое число различных по пропускной способности и протяженности трубопроводов как региональных, так и межгосударственных различного диаметра и различной протяженности. Такой транспорт имеет ряд преимуществ по сравнению с водным и железнодорожным транспортом: минимальная дальность транспортировки, ритмичность работы поставщиков и потребителей, наименьшие потери нефтепродукта, наибольшая автоматизация технологических процессов[2].

В данной работе необходимо спроектировать нефтепродуктопровод «Черкассы-Камбарка», по которому необходимо перекачивать бензин и дизельное топливо c помощью метода последовательной перекачки, заключающийся в том, что различные по качеству углеводородные жидкости отдельными партиями определенных объемов перекачиваются по одному трубопроводу, при этом достигается максимально возможное использование пропускной способности трубопровода и освобождаются другие виды транспорта (железнодорожный, водный, автомобильный) от параллельных перевозок нефтепродуктов.

перекачка нефтепродукт смесеобразование

1 Описание нефтепродуктопровода «Черкассы-Камбарка»

1.1 Общая характеристика нефтепродуктопровода

Трасса нефтепродуктопровода «Черкассы-Камбарка» пройдет по территории городов Нефтекамск, Дюртюли, Благовещенск. Трасса нефтепродуктопровода и его протяженность найдены с помощью [1]:

Рисунок 1 - Трасса нефтепродуктопровода «Черкассы-Камбарка»

Протяженность нефтепродуктопровода Черкассы-Камбарка составит 202,5 км.

Территория города Нефтекамск, который расположен на северо-западе республики, в 200 км от города Уфы, вблизи реки Камы, граничит с Краснокамским и Янаульским районами Республики Башкортостан. По Нефтекамску протекает река Марьинка. Нефтекамск находится в северо-лесостепной подзоне умеренного пояса. Климат континентальный, лето тёплое, зима умеренно холодная (самая низкая зарегистрированная температура зима 1962 г. минус 52 °C).Средняя температура января минус 13,7 °C, минимальная минус 22,8 °C; июля плюс 19,3 °C, максимальная плюс 42,3 °C. Среднегодовая температура воздуха плюс 3,2 °C. Среднее количество осадков -- 577 мм.

Дюртюлинскиий Район расположен в северо-западной части республики, его площадь -- 1671 кмІ. Район находится в пределах Прибельской увалисто-волнистой равнины, в зоне южной лесостепи, в теплом и незначительно засушливом агроклиматическом регионе. По территории района протекает река Белая. Почвы представлены главным образом типичными и выщелоченными чернозёмами; встречаются подзолистые, серые лесные и пойменные почвы. Широколиственно-хвойные леса занимают 17,8 % площади района.

Благовещенский Район расположен в центральной части Башкортостана, в пригородной зоне Уфы. Площадь района составляет 2291 кмІ. Граничит на юге с Уфимским и Иглинским, на западе - с Кушнаренковским и Бирским, на севере - с Мишкинским, Караидельским и на востоке - с Нуримановским районами. Основная часть территории района находится в пределах Прибельской увалисто-волнистой равнины, северо-восточная часть относится к Уфимскому плато. По юго-западной окраине района протекает река Белая, по восточной - река Уфа с притоками Уса и Изяк. В долинах рек, особенно Белой, немало пойменных озёр. Леса занимают 21,2 % территории района. Распространены светло-серые лесные почвы, по долинам Белой и Уфы - почвы речных пойм.

1.2 Характеристика перекачивающих станций и насосно-силового оборудования

Для обеспечения перекачки в начале трубопровода располагается головная перекачивающая станциям с одним основным насосом НМ 1250-260 с ротором 1,0 и одним подпорным насосом НПВ 1250-60 с .

Перекачивающие станции магистрального трубопровода подразделяются на головные и промежуточные. Перекачивающие станции магистральных трубопроводов являются объектами, опасными в пожарном отношении, а также взрывоопасными. электроэнергия, вода, пар. К ней необходимо подводить линию электропередачи, автомобильную дорогу, линию связи. В обоснованиях размещения начального пункта трубопровода должна учитываться возможность кооперированного использования для нужд трубопровода соответствующих объектов промыслов и перерабатывающих заводов.

Для обоснования размещения головной перекачивающей станции магистрального трубопровода должны приниматься только площадки с достаточными размерами территории для расположения всего комплекса объектов основного, вспомогательного, подсобного и другого назначения, с учетом возможного их развития в последующем. Размеры территории площадки головной перекачивающей станции магистральных трубопроводов зависят от их производительности и величины резервуарных парков и колеблются в пределах от 30 до 100 га. Станция включает в себя следующие объекты: камера фильтров, узел замера, резервуарный парк, подпорная насосная, магистральная насосная, узел регулирования давления. На станции выполняют следующие основные технологические операции: прием и учет нефтепродуктов, их закачку в резервуарный парк для краткосрочного хранения, откачку нефтепродуктов в трубопровод; прием, запуск очистных и диагностических устройств. Кроме того, здесь производят внутристанционные перекачки (перекачку из резервуара в резервуар, перекачку при зачистке резервуаров и т.д.). Узел учета предназначен для измерения количества поступающей на станцию нефтепродуктов и подаваемых в МН. При этом первый узел учета ГНПС имеет в основном коммерческое назначение и служит для проведения взаиморасчетов с поставщиками нефтепродуктов, а второй узел учета нефтепродуктов используется для контроля за процессом перекачки. Резервуарный парк предназначен для обеспечения ритмичной и бесперебойной работы трубопровода при авариях на промыслах, на отдельных участках магистрали и у потребителей, а также для гидравлического разобщения магистрального нефтепродуктопровода на отдельные эксплуатационные участки с целью гашения гидродинамических возмущений потока.

Подпорная насосная станция ведет отбор нефтепродуктов из резервуарного парка и подает ее на вход основной насосной станции с необходимым напором, предотвращающим возникновение кавитации в магистральных насосах.

Основная насосная станция осуществляет подачу нефтепродуктов в трубопровод и создает основную часть напора, за счет которого нефтепродукты движутся до следующей НПС.

Узел регуляторов давления предназначен для регулирования производительности станции и давления на ее выходе. Узел подключения станции к трубопроводу представляет собой узел приема - пуска средств очистки и диагностики внутренней полости нефтепродуктопровода. Запуск и прием средств очистки (скребка) осуществляется без остановки перекачки.

Основным насосным оборудованием головной перекачивающей станции являются центробежные магистральные и подпорные насосы.

Насосные агрегаты - устройства или машины, предназначенные для перекачки нефтепродуктов по трубопроводам за счет превращения кинетической энергии движения рабочих органов в потенциальную энергию давления жидкости. Для перекачки нефтепродуктов по магистральным трубопроводам используется центробежные насосы. Центробежные магистральные насосы типа НМ изготовляют по ГОСТ 12124-87.

На ГНПС предполагается установка магистральных насосов НМ 1250-260. магистральные насосы типа НМ - предназначены для перекачивания нефтепродуктов с температурой от -5 до +80°С с содержанием механических примесей не более 0,05% по объему, размером частиц до 0,2 мм. В основе магистральных насосных агрегатов НМ 1250-260 - центробежные насосы двойного входа со спиральным отводом с подачей 1250 м3/ч, напором 260 метров с частотно регулируемым приводом, число оборотов ротора 3000 об/мин. Техническая характеристика насоса НМ 1250-260 приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Технические характеристики НМ 1250-260-2.1

Параметр	Значение
Подача, мі/ч	1250
Напор, м	260
Допускаемый кавитационный запас,м	20
Частота вращения, об/мин	3000
Мощность насоса, кВт	928
КПД насоса, %	82
Тип насоса	НМ

Для надежной и безотказной работы магистральных центробежных насосов необходимый подпор создается вспомогательными подпорными насосами. Подпорные насосы имеют хорошую всасывающую способность, которая достигается благодаря сравнительно низкой частоте вращения вала и применению специальных предвключенных колес. Установкой подпорных насосов вблизи к резервуарному парку обеспечено заполнение насосов и уменьшение гидравлических потерь напора во всасывающей линии.

Таблица 2 - технические характеристики НПВ 1250-60

Параметр	Значение
Подача, мі/ч	1250
Напор, м	60
Допускаемый кавитационный запас,м	2.2
Частота вращения, об/мин	990
Мощность насоса, кВт	271.5
КПД насоса, %	82
Тип насоса	НПВ

Подпорные насосы, предназначенные для перекачивания нефтепродуктов от емкостей к магистральным насосам, создают необходимый подпор для обеспечения бескавитационной работы магистральных насосов, технические характеристики которых представлены в таблице 2.

Преимущества насосов типа НПВ:

-частота вращения ротора - 1000 об/мин, что позволяет значительно (по сравнению с насосами, работающими с частотой 1500 об/мин) снизить окружные скорости вращающихся элементов, уменьшить критерий «Nn» для подшипников качения, снизить виброактивность;

-значительно повышен КПД насосов (на 3...13 % в зависимости от типоразмера);

-улучшены кавитационные качества ( снижен на 0,2...0,5 м, в зависимости от типоразмера);

-широкий диапазон напоров за счет изменения числа ступеней;

-детали корпуса и проточной части выполнены из углеродистых и легированных хромистых сталей[10].

1.3 Характеристика перекачиваемых нефтепродуктов

По трубопроводу необходимо перекачивать дизельное топливо и бензин. Дизельное топливо предназначено для быстроходных дизельных и газотурбинных двигателей наземной и судовой техники. Условия смесеобразования и воспламенения топлива в дизелях отличаются от таковых в карбюраторных двигателях. Преимуществом первых является возможность осуществления высокой степени сжатия (до 18 в быстроходных дизелях), вследствие чего удельный расход топлива в них на 25-30 % ниже, чем в карбюраторных двигателях. В то же время дизели отличаются большей сложностью в изготовлении, большими габаритами. По экономичности и надежности работы дизели успешно конкурируют с карбюраторными двигателями. Допускается изготавливать топливо с присадками, допущенными к применению в установленном порядке. В зависимости от условий применения устанавливаются три марки дизельного топлива:

Л (летнее) -- рекомендуемое для эксплуатации при температуре окружающего воздуха О °С и выше;

3 (зимнее) -- рекомендуемое для эксплуатации при температуре окружающего воздуха минус 20 °С и выше (температура застывания топлива не выше минус 35 °С) и минус 30 °С и выше (температура застывания топлива не выше минус 45 °С) ;

А (арктическое) -- рекомендуемое для эксплуатации при температуре окружающего воздуха минус 50 °С и выше.

По содержанию серы дизельные топлива подразделяются на два вида:

I -- массовая доля серы не более 0,2 %; II -- массовая доля серы не более 0,5 % (для марки А не более 0,4 %). В условное обозначение топлива дизельного должна входить массовая доля серы, а также для марки Л -- температу­ра вспышки, для марки 3 -- температура застывания[11].

Технические требования, предъявляемые к дизельным топливам, представлены в таблице 3 [8].

Таблица 3 - Характеристики дизельного топлива

Наименование показателя	Норма для марки 1 cорт
	(отличающиеся значения для марки высшего сорта указаны в скобках)
	Л	З	А
1 Цетановое число, не менее	45	45	45
2 Фракционный состав:
-- 50% перегоняется при температуре, °С, не выше	280	280	255
-- 96% перегоняется при температуре (конец перегонки), °С, не выше	360	340	330
3 Кинематическая вязкость при 20 °С, мм 2/с	3,0-6,0	1,8-5,0	1,5-4,0
4 Температура застывания, °С, не выше, для климатической зоны: -- умеренной;	Минус 10	Минус 35
-- холодной	-	Минус 45	Минус 55
5 Температура помутнения, °С, не выше, для климатической зоны: -- умеренной;	Минус 5	Минус 25
-- холодной		Минус 35
6 Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, °С, не ниже: -- для тепловозных и судовых дизелей и газовых турбин;	62	40	35
-- для дизелей общего назначения	40	35	30
7 Массовая доля серы, %, не более, в топливе вида	(0,2)	(0,2)	(0,2)
I	0,20	0,20	0,20
II	0,50	0,50	0,40
8 Массовая доля меркаптановой серы, %, не более	0,01	0,01	0,01
9 Содержание сероводорода	Отсутствие	Отсутствие	Отсутствие
10 Испытание на медной пластинке	Выдерживает	Выдерживает	Выдерживает
11 Содержание водорастворимых кислот и щелочей	Отсутствие	Отсутствие	Отсутствие
12 Концентрация фактических смол, мг на 100 см 3 топлива, не более	40 (25)	30 (25)	30 (25)
13 Кислотность, мг КОН на 100 см 3 топлива, не более	5	5	5
14 Йодное число, г йода на 100 г топлива, не более	6(5)	6(5)	6(5)
15 Зольность, %, не более	0,01 (0,008)	0,01 (0,008)	0,01 (0,008)
16 Коксуемость 10%-ного остатка, %, не более	0,20 (0,20)	0,30 (0,10)	0,30 (0,10)
17Коэффициент фильтруемости, не более	3(2)	3(2)	3(2)
18 Содержание механических примесей и воды	Отсутствие	Отсутствие	Отсутствие
19 Содержание воды	Отсутствие	Отсутствие	Отсутствие
20 Плотность при 20 °С, кг/м 3, не более	860	840	830
21 Предельная температура фильтруемости, оС, не выше	Минус 5		-

Исходя из условий, приведенных в таблице, возьмем дизельное топливо со следующими характеристиками

Бензин -- горючая смесь лёгких углеводородов с температурой кипения от 33 до 205 °C (в зависимости от примесей). Плотность около 0,71 г/смі. Теплотворная способность примерно 10 200 ккал/кг (46 МДж/кг, 34,5 МДж/литр). Температура замерзания ?72 °C в случае использования специальных присадок. Остальные характеристики представлены в таблице 4.

Основные марки автомобильных бензинов ГОСТ Р 51105-97:

· Нормаль-80 -- с октановым числом по исследовательскому методу не менее 80;

· Регуляр-92 -- с октановым числом по исследовательскому методу не менее 92;

· Премиум-95 -- с октановым числом по исследовательскому методу не менее 95;

· Супер-98 -- с октановым числом по исследовательскому методу не менее 98[12]

Таблица 4 - Физико-химические и эксплуатационные показатели автомобильных бензинов [9]

Наименование показателя	Нормаль-80	Регуляр-92	Премиум-95	Супер-98
ОЧММ	76	83	85	88
ОЧИМ	80	92	95	98
Концентрация Pb, г/л, не более	0,01
Концентрация Mn, мг/л, не более	50	нет
Концентрация фактических смол, мг/100 смі, не более	5
Индукционный период бензина, мин, не менее	360
Массовая доля серы, %, не более	0,05
Объемная доля бензола, %, не более	5
Испытания на медной пластине	Выдерживает, класс 1
Внешний вид	Чистый, прозрачный
Плотность при 15°C	700-750	725-780	725-780	725-780

Современные автомобильные и авиационные бензины должны удовлетворять ряду требований, обеспечивающих экономичную и надежную работу двигателя, и требованиям эксплуатации: иметь хорошую испаряемость, позволяющую получить однородную топливовоздушную смесь оптимального состава при любых температурах; иметь групповой углеводородный состав, обеспечивающий устойчивый, бездетонационный процесс сгорания на всех режимах работы двигателя; не изменять своего состава и свойств при длительном хранении и не оказывать вредного влияния на детали топливной системы, резервуары, резинотехнические изделия и др. В последние годы экологические свойства топлива выдвигаются на первый план[11].

В курсовой работе взят бензин со следующими характеристиками

2 Принцип последовательной перекачки бензина и дизельного топлива и основные ее параметры

2.1 Особенности технологии последовательной перекачки

При последовательной перекачке различные нефтепродукты поступают с НПЗ в резервуары головной перекачивающей станции, а их перекачка производится последовательно - в виде отдельных следующих друг за другом партий.

Периодически повторяющаяся очередность следования нефтепродуктов в трубопроводе называется циклом последовательной перекачки.

Партии нефтепродуктов в цикле формируются с учетом их состава, свойств и качества, в нефтепродуктопроводе одновременно находится несколько партий различных по свойствам нефтепродуктов.

В период закачки в нефтепродуктопровод очередной партии какого-либо продукта другие нефтепродукты, поступающие с НПЗ, принимаются в резервуары головной перекачивающей станции. В период же поступления на конечный пункт, нефтебазу и наливной пункт очередной партии определенного нефтепродукта снабжение потребителей нефтепродуктами других сортов осуществляется за счет созданных ранее запасов.

Особенностью последовательной перекачки является образование некоторого количества смеси в зоне контакта двух следующих друг за другом нефтепродуктов. Причиной смесеобразования является неравномерность осредненных местных скоростей по сечению трубопровода. Кроме того, некоторое количество смеси образуется при переключении системы задвижек на начальном пункте нефтепродуктопровода в период смены нефтепродукта (такая смесь называется первичной).

Для уменьшения количества смеси иногда применяются специальные устройства - разделители, помещаемые в зону контакта разносортных нефтепродуктов и двигающихся с ними по нефтепродуктопроводам. Кроме того, на конечном пункте предусматриваются мероприятия по исправлению и реализации получающейся смеси нефтепродуктов[2].

2.2 Смесеобразование при последовательной перекачке и борьба с ним

В месте контакта последовательно движущихся жидкостей образуется смесь, количество которой зависит от многих факторов. Смесь - это некондиционированный продукт. Поэтому ее количество необходимо свести к минимуму. Для этого необходимо изучить механизм смесеобразования и установить зависимость объема смеси от определяющих параметров.

В зависимости от режима перекачки смесеобразование в трубопроводе протекает по-разному.

При ламинарном (струйном) течении механизм смесеобразования таков. В начальный момент времени ( = 0) граница раздела жидкостей плоская, смеси нет.

Рисунок 2 - Механизм смесеобразования при ламинарном режиме



Рисунок 3 - Изменение объема смеси при ламинарном режиме последовательной перекачки

После начала последовательной перекачки позади идущая жидкость Б вклинивается во впереди идущую жидкость А в соответствии с параболическим профилем распределения местных скоростей. Смесью в данном случае является участок трубы, заполненный сразу обеими контактирующими жидкостями.

Динамика изменения объема смеси представлена на рисунке 3.

Так как при ламинарном режиме перекачки скорость струек на оси трубы в 2 раза выше средней скорости потока, а на стенке скорость жидкости (по условию “прилипания”) равна нулю, то с течением времени вытесняющая жидкость Б будет все больше вклиниваться в вытесняемую жидкость А, а на стенке перемещаться не будет. В момент, когда “голова” клина достигает конечного сечения трубопровода, заканчивается фаза замещения и весь трубопровод заполнен смесью последовательно перекачиваемых жидкостей.

Далее начинается фаза вымывания. Заключается она в том, что постепенно конечного сечения трубопровода достигают струйки, все более удаленные от оси трубы. Этот процесс протекает крайне медленно. Теоретически и экспериментально установлено, что для полного вымывания жидкости А необходимо прокачать вытесняющую жидкость Б в количестве 3...4 объемов трубопровода . Таким образом, объем образующейся смеси при ламинарном режиме перекачки составляет (4...5).

При турбулентном режиме перекачки механизм смесеобразования иной (рисунок 4). После начала последовательной перекачки позади идущая жидкость Б вклинивается во впереди идущую жидкость А в соответствии с логарифмическим профилем распределения местных скоростей.

Однако уже в следующий момент времени за счет поперечных пульсаций скорости, характерных для турбулентного режима вклинивающаяся жидкость Б полностью перемешивается с впереди идущей жидкостью А, находящейся у стенки. Далее во впереди идущую жидкость А вклинивается образовавшаяся смесь, а в смесь вклинивается позади идущая жидкость Б (рисунок 5).

И опять за счет поперечных пульсаций скорости в зоне обоих контактов происходит полное перемешивание жидкостей. Этот процесс протекает и в дальнейшем. В результате длина образовавшейся смеси постепенно увеличивается в обоих направлениях. При этом кривая распределения концентрации жидкости Б по длине смеси занимает все более пологое положение.

Рисунок 4- Механизм смесеобразования при турбулентном режиме

Рисунок 5 - Изменение объема смеси и концентрации жидкости Б по ее длине во времени

Благодаря существованию поперечных пульсаций скорости вытесняющая жидкость Б не может сколь угодно долго вклиниваться в вытесняемую жидкость А. Кроме того, при турбулентном режиме за счет поперечных турбулентных пульсаций жидкость А вымывается из пристенной области и смесь движется как своеобразный поршень. Поэтому объем образующейся смеси относительно невелик. Согласно приближенной теории смесеобразования, разработанной В.С. Яблонским и В.А. Юфиным, этот объем при турбулентном режиме перекачки не превышает 1 % от объема трубопровода, пройденного серединой смеси[2].

2.3 Контроль последовательной перекачки

Успех последовательной перекачки достигается при условии тщательного контроля за технологическим процессом. Правильно организованный контроль позволяет диспетчеру достаточно точно знать местонахождение партий нефтепродуктов и зоны смеси, организовывать сбросы на попутные нефтебазы и наливные пункты, подготовиться к четкому приему и распределению смеси на конечном пункте трубопровода.

Для контроля за последовательной перекачкой разработан ряд методов и средств, основанных на фиксации изменения одного из физических параметров последовательно перекачиваемых жидкостей (плотности, диэлектрической проницаемости, скорости прохождения ультразвука и др.), а также на контроле за каким-либо индикатором (радиоактивные изотопы, флуоресцентные красители и т.д.). Рассмотрим их подробнее.

1) Контроль смеси по изменению плотности

Контроль за прохождением смеси по изменению плотности производят в том случае, когда разность плотностей контактирующих жидкостей достаточно велика.

В основу определения концентраций положены следующие рассуждения. Плотность смеси жидкостей А и Б определяется по правилу аддитивности

, (1)

где - плотности чистых жидкостей А и Б;

КА, КБ - их концентрации в смеси.

Концентрации жидкостей А и Б в любом сечении связаны формулой КА + КБ = 1.

Если непрерывно измерять см, то при заданных величинах , и с учетом, что КБ = 1 - КА, нетрудно найти мгновенные концентрации чистых жидкостей в рассматриваемом сечении

, (2)

, (3)

Для непрерывного (автоматического) измерения плотности перекачивающей жидкости создан ряд приборов.

На рисунке 6 приведена принципиальная схема поплавкового плотномера конструкции НИИТранснефть. Он состоит из корпуса 1, поплавка 2, узла стабилизации положения поплавка (петля 3, эбонитовый стержень 4, сосуд с ртутью 5) и узла фиксации его перемещений (плунжер 6, трубка из немагнитного материала 7, катушка индуктивности 8, вторичный прибор 9).

Плотномер рекомендуется устанавливать на байпасе перед перекачивающей станцией или конечным пунктом. Перед прибором размещается фильтр, из которого очищенная жидкость по двум патрубкам 10 поступает в плотномер.

С изменением плотности жидкости, проходящей через плотномер, изменяется величина архимедовой подъемной силы, действующей на поплавок. В результате поплавок 2 вместе с петлей 3 и плунжером 6 получает вертикальное перемещение. Для того чтобы это перемещение находилось в определенных пределах, служит узел стабилизации положения поплавка, действие которого также основано на использовании архимедовой силы. Предположим, что плотность смеси стала меньше и поплавок опускается. При этом стержень 4, жестко связанный с петлей 3 опускается в сосуд с ртутью.

За счет разности плотностей ртути и эбонита возникает выталкивающая сила, препятствующая дальнейшему опусканию стержня, а, следовательно, и поплавка. При повышении плотности жидкости картина обратная.

1 - корпус; 2 - поплавок; 3 - петля; 4 - эбонитовый стержень; 5- сосуд со ртутью; 6- плунжер; 7- трубка из немагнитного материала; 8- катушка индуктивности; 9 - вторичный прибор

Рисунок 6 - Поплавковый плотномер конструкции НИИ Транснефть

Каждому значению плотности жидкости соответствует определенное положение плунжера 6, жестко связанного с поплавком 2. Перемещение плунжера относительно индуктивной катушки 8 приводит к изменению показаний вторичного прибора 9, которые оттарированы в единицах плотности. Обмотка катушки 8 имеет несколько выводов, благодаря которым можно менять чувствительность плотномера посредством переключения катушки на различное число витков. Вторичный прибор может находиться на расстоянии до 250 м от плотномера.

Кроме приборов поплавкового типа для измерения плотности применяются также приборы, основанные на принципе взвешивания исследуемого продукта и сравнения с эталонной жидкостью, а также приборы, в которых измеряется частота колебаний специальных вибраторов в зависимости от плотности перекачиваемой жидкости. Эти приборы применяются для измерения плотности от 685 до 904 кг/м3 с погрешностью не более 2,2 кг/м3.

Еще один метод контроля плотности перекачиваемой среды - это применение гамма-плотномеров (ПЖР). В основу метода измерения плотности положено свойство поглощения перекачиваемой жидкостью гамма-квантов радиоактивного излучения. Источник гамма-излучения и его приемник помещаются на диаметрально противоположных сторонах снаружи трубопровода. Ослабление интенсивности гамма-излучения при прохождении через жидкость находится в прямой зависимости от ее плотности. Зная действительную активность источника излучения и замерив активность излучения после поглощения части гамма-лучей, можно перевести результаты измерений в единицы плотности.

В гамма-плотномерах промышленного назначения наибольшее распространение в качестве источников радиоактивного излучения получили радиоизотопы кобальта-60 и цезия-137. В качестве приемников излучения применяются сцинтилляционные и газоразрядные счетчики.

Возникающие в счетчике электрические импульсы суммируются, усиливаются и подаются на вторичный прибор телеметрической системы.

Плотномер измеряет плотности в диапазоне 700...900 кг/м3 и достаточно точно контролирует движение смеси по трубопроводу.

Метод контроля последовательной перекачки с помощью гамма-плотномеров позволяет следить за прохождением смеси продуктов без непосредственного контакта с потоком жидкости, находящейся в трубопроводе.

В вибрационном АИП (рисунок 7) контролируемый продукт поступает на вход вибрационного преобразователя 1 и с помощью распределителя 4 разветвляется на два потока, проходящих по трубкам 9 чувствительного элемента.

Частота собственных колебаний камертона зависит от массы, т.е. от плотности протекающей по трубкам жидкости. Частота колебаний прибора составляет около 1250 Гц при порожней проточной системе, а при ее заполнении жидкостью плотностью 1000 кг/м3 частота колебаний уменьшается до 1000 Гц.

Для возбуждения и стабилизации амплитуды механических колебаний используют специальный полупроводниковый усилитель 3, соединенный с воспринимающими и возбуждающими колебания электромагнитами 10, расположенными между трубками 9.

Конструкция вибратора дает возможность проводить в нужных пределах настройку частоты собственных колебаний вибратора: грубо - путем регулировки положения центральных перемычек 8; точно - периферийными перемычками 7, Вибрационный преобразователь соединяется со вторичной аппаратурой 12 через блок питания 11. Расстояние передачи сигнала от преобразователя до вторичного прибора не более 1000 м.



1 - преобразователь; 2 - сильфон; 3 - усилитель; 4 - распределитель; 5 - термопары сопротивления; 6 - влагопоглотитель; 7, 8 - упругие перемычки; 9 - трубка чувствительного элемента; 10 - электромагнит;13 - блок питания; 12 - вторичная аппаратура

Рисунок 7 - Схема плотномера АИП

Контроль смеси по изменению плотности не всегда приемлем, т.к. нередко производится последовательная перекачка нефтепродуктов близкой плотности.

2) Контроль смеси по величине диэлектрической постоянной

Диэлектрические постоянные нефтепродуктов различаются. У бензинов она составляет от 1,829 до 1,942, у керосина - от 1,989 до 2,088, у дизтоплива - от 2,054 до 2,097.

Грозненским филиалом ВНИИКА нефтегаза разработан прибор СК-2, позволяющий контролировать прохождение смеси, используя принцип регистрации изменения диэлектрической проницаемости перекачиваемой жидкости (рисунок 8). Для этого в трубопровод вмонтированы датчики 1 и 2 емкостного типа коаксиальной конструкции.



1 - непроточный датчик; 2- проточный датчик; 3- сопоставитель емкостей

Рисунок 8 - Контроль смеси по величине диэлектрической постоянной

Датчик 1 - “проточный”: он имеет перфорированный кожух и регистрирует изменение диэлектрической проницаемости жидкости, находящейся в данном сечении трубопровода, преобразуя ее изменения в изменения электрической емкости. Датчик 2 - “компенсационный”. Он имеет герметичный корпус, заполненный очищенным трансформаторным маслом. Температура масла в этом датчике принимает то же значение, что и температура перекачиваемой жидкости в проточном датчике. Его электрическая емкость меняется лишь с изменением температуры жидкости в трубопроводе, что используется для компенсации температурной погрешности измерения датчиком 1. Вторая пара аналогичных датчиков монтируется на трубопроводе на расстоянии от первой пары, превышающем максимальную длину зоны смеси (~ 5 км). Каждая пара датчиков соединяется с сопоставителем емкостей 3.

Сопоставитель емкостей осуществляет непрерывное сравнение (сопоставление) электрических емкостей обоих датчиков, вырабатывая на выходе сигнал, частота которого зависит от разности электрических емкостей проточного и компенсационного датчиков. Сигнал с сопоставителей 3 идет на вторичные приборы (усилители, преобразователи и др.), в которых он преобразуется в напряжение, фиксируемое потенциометрами. Установку нулевой и 100 % концентрации одной из жидкостей (например, жидкости А) оператор производит в тот момент, когда каждая пара датчиков заполнена чистой, но разной жидкостью, например, через одну проходит бензин, а через другую - дизтопливо. Таким образом, при дальнейшем прохождении смеси через вторую пару датчиков потенциометр будет показывать (и писать) концентрацию в смеси одной из чистых жидкостей.

3) Контроль смеси по скорости распространения ультразвука

Скорость распространения ультразвука в различных нефтях и нефтепродуктах существенно различна (в дизтопливе - от 1375 до 1390 м/с, в керосине - от 1320 до 1335 м/c, в бензине - от 1175 до 1190 м/с), что и позволило создать соответствующие приборы контроля за последовательной перекачкой (например, УКП-2).

Принципиальная схема комплекта приборов УКП-2 показана на рисунке 10. Она включает катушку соответствующего диаметра 1, акустический излучатель 2, приемник 3, передающий преобразователь 4, вторичную аппаратуру 5. Комплекты приборов размещаются на выносном (ВКП) и местном (МКП) контрольных пунктах.

УКП-2 работает следующим образом. Ультразвук определенной частоты подается на излучатели 2. При прохождении через нефтепродукт, движущийся по трубе, изменяется частота повторения импульсов самосинхронизирующегося генератора, что фиксируется приемниками 3. Далее результаты измерений поступают на преобразователи 4, откуда они передаются на вторичную аппаратуру 5. Здесь результаты измерений сравниваются и преобразуются в напряжение постоянного тока, которое регистрируется на диаграммной ленте.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1- катушка; 2- акустический излучатель; 3- приемник; 4-передающий преобразователь; 5- вторичная аппаратура

Рисунок 9 - Комплект приборов для контроля смеси по скорости распространения ультразвука

На рисунке 9 приведена структурно-функциональная схема информационно-измерительной системы «Компаунд», в которую входят: два ультрафиолетовых абсорбционных фотометра 3 типа ФА-1, разнесенных по нефтепродуктопроводу на расстояние 10 - 15 км, т.е. превышающее длину потока смеси нефтепродуктов, и устройство контроля, управления и обработки информации 7 типа УКУ.

На выносном (ВКП) и местном (МКП) контрольных пунктах устанавливаются фотометры ФА-1, элементы отбора и подготовки пробы 1, 2, 4, а в операторной - устройство контроля, управления и обработки информации. Управление и получение информации с ВКП осуществляется по каналам телемеханики 5, 6 типа ТМ - 800 В.

Определение концентрации СА и СВ нефтепродуктов производится следующим образом: при прохождении смеси нефтепродуктов через кюветы фотометра ФА - 1 (ВКП) на диаграмме регистрирующего прибора типа КСП - 4 записывается график, показывающий качественный характер изменения концентрации смеси. Значения оптической плотности снимаются оператором с графика смеси на ВКП и вводятся в блок обработки информации 7, что приводит к установлению в устройстве 7 диапазона изменения на массовой концентрации 0 - 100 %. При прохождении этой смеси через кювет фотометра ФА - 1, установленного на МКП, происходит автоматическое измерение плотности смеси и вычисление СА и СВ с записью значений на диаграмме прибора.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1,2, 4-элементы отбора и подготовки пробы; 3-ультрафиолетовый абсорбционный фотомер; 5,6- каналы телемеханики; 7 - устройство контроля, управления и обработки информации

Рисунок 10- Структурно-функциональная схема ИИС "Компаунд"

4) Контроль смеси с помощью индикаторов

Сущность индикаторного метода заключается в том, что в зону контакта двух последовательно перекачиваемых жидкостей помещается вещество-индикатор, которое распределяется по длине зоны смеси в соответствии с законами распределения примеси (рисунок 11).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 11 - Распределение примеси по длине смеси

По мере продвижения по трубопроводу зона распространения индикатора увеличивается в обе стороны, совпадая по размерам с зоной смеси перекачиваемых жидкостей.

Между законами продольного распространения индикаторов и образования смеси существует достаточно строгая связь, позволяющая по концентрации вещества-индикатора находить концентрации последовательно перекачиваемых жидкостей.

В качестве веществ-индикаторов могут применяться радиоактивные изотопы, красители, галлоидированные углеводороды и др.

Еще в 1956 г. в нашей стране были проведены промышленные испытания по контролю смеси тракторного керосина и дизтоплива с помощью радиоактивных изотопов сурьмы-124. Радиоактивность смеси измеряли при помощи счетчиков, установленных снаружи нефтепродуктопровода. Впоследствии у нас в стране и за рубежом для этих целей применяли радиоактивные изотопы кобальта-60, йода-126, бария-140 и др.

К радиоактивному индикатору предъявляются следующие требования: 1) он должен обеспечивать необходимую мощность излучения, 2) период его полураспада не должен быть очень большим (иначе нефтепродукт длительное время будет радиоактивным) и очень малым (в противном случае это вызовет осложнения с контролем).

В 1965 г. в США были опубликованы результаты испытаний флуоресцентных веществ для контроля смеси. В качестве люминофора использовалась органическая краска Oil Color-131, хорошо растворимая в бензине и керосине.

В 1968 г. на YII симпозиуме по газовой хроматографии в Копенгагене были сообщены результаты испытаний контроля смеси с помощью галлоидопроизводных индикаторов (CСl4, SF и др.). Проба смеси нефтепродуктов в пункте контроля поступала в хроматограф для определения в ней концентрации индикатора.

В 1973 г. в МИНХ и ГП им. Губкина была проведена экспериментальная проверка возможности применения красителей в качестве индикаторов для контроля последовательной перекачки автомобильных неэтилированных бензинов. Установлено, что наиболее целесообразно использовать в качестве красителя жировой фиолетовый атрахиновый краситель. Он выпускается в нашей сиране, экономичен в применении и не ухудшает свойств перекачиваемых бензинов. Оптическую плотность смеси нефтепродуктов с красителем можно измерять при помощи автоматических калориметров непрерывного действия, например, АКН-57.

Применение различных веществ в качестве индикаторов позволяет осуществлять контроль последовательной перекачки жидкостей независимо от различия их физических свойств.

К индикаторам предъявляется ряд общих требований: они не должны вступать в химическую реакцию с нефтепродуктами, выпадать в осадок, оседать на внутренней стенке трубопровода, вредно воздействовать на эксплуатационный персонал; должны быть дешевыми, применение их для контроля не должно вызвать усложнения и значительного удорожания перекачки.

Имеются также приборы контроля смеси, основанные на различии вязкости, температуры вспышки и иных параметров последовательно перекачиваемых нефтепродуктов.

В таблице 5 приведена сравнительная характеристика методов контроля смеси.

Таблица 5 - Характеристика известных методов контроля смеси

Параметр	Метод контроля
	по оптической плотности	по плотности	по вязкости	по скорости распростра-нения ультразвука	По диэлектри-ческой проницае-мости
Максимальный диапазон изменения показателей нефтепродуктов для смеси, ед. измерения показателя: бензин - дизтопливо бензин - бензин дизтопливо-дизтопливо	0,925-1,155 0,025-0,430 0,755-1,155	705 - 860 705 - 750 825 - 860	0,55 - 8,00 0,55 - 0,67 2,20 - 8,00	1130 - 1390 1130 - 1190 1375 - 1390	1,82 - 2,10 1,82 - 1,94 2,05 - 2,10
Относительная погрешность , % по объему: бензин - дизтопливо бензин - бензин дизтопливо- дизтопливо	1,1 1,1 3,0	1,4 4,2 6,1	2,6 18,9 3,4	13,3 49,0 50,0	18,7 40,0 50,0

Как видно из таблицы 5, наибольшей точностью обладает спектрофотометрический метод, несколько уступает ему метод контроля смеси по плотности, наименее точны определение концентрации нефтепродуктов друг в друге по скорости распространения ультразвука и по диэлектрической проницаемости[2].

3 Расчет последовательной перекачки

3.1 Гидравлический расчет нефтепродуктопровода «Черкассы-Камбарка»

Определим число насосных станций для последовательной перекачки 6,1 млн.т нефтепродуктов в год, в том числе: 80% дизельного топлива, 20% автомобильного бензина АИ-92. Сведения о нефтепродуктопроводе: внутренний диаметр м, длина км, разность нивелирных высот конца и начала трубопровода м, остаточный напор м.

Характеристика нефтепродуктов:

Дизтопливо зимнеее (ДТЗ):

Автобензин АИ-92:

Расчетная температура транспортируемой принимается равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплооотдачи в грунт [3]. Допускается принимать расчетную температуру равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси трубопровод. Расчетную температуру примем равной 253,67 К[7].

Произведем расчет свойств нефтепродуктов при температуре перекачки. Для ДТЗ вычисляем плотность по формуле

где - температурная поправка, ;

Т - расчетная температура перекачки,

,

Расчетную кинематическую вязкость нефтепродуктов определим по формуле Вальтера

где - эмпирические коэффициенты, определяемые следующим образом

Для ДТ

Для бензина находим аналогично

Годовые объемы перекачиваемых нефтепродуктов

Выбор насосного оборудования начнем с нахождения расчетной часовой пропускной способности нефепродуктопровода по формуле:

где , - соответственно годовой план перекачки и расчетная плотность i-го нефтепродукта;

- число последовательно перекачиваемых продуктов.

В соответствии с расчетной часовой производительностью выбираем насосы[6]:

- магистральный насос НМ 1250-260 (n = 3000 об/мин, D2 = 395 мм);

- подпорный насос НПВ 1250-60 (n = 1500 об/мин, D2 = 475 мм).

Определим напоры, развиваемые насосами при расчетной производительности перекачки. Для этого воспользуемся уравнением напорной характеристики насоса

H = a - bQ2, (9)

где a и b - постоянные коэффициенты напорной характеристики насосов;

- напор магистрального насоса(D=395):

hМ = 268,9 - 4,254010-5858,2082 = 237,568 м,

- напор подпорного насоса(D=475):

hП = 61,2 - 9,375410-6858,2082 = 54,295м.

Определим рабочее давление при условии, что число последовательно работающих магистральных насосов на НПС mМ=2.

. (10)

P = 4,35 МПа PДОП = 6,4 МПа [2] - расчетное давление в нефтепродуктепроводе не превышает допустимое.

Для определение диаметра и толщины стенки трубопровода сначала найдем значение ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле

(11)

где wo - рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки.

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычислим как

Для дальнейших расчетов принимаем ближайший стандартный наружный диаметр трубопровода DН = 530 мм [3]. Согласно требованиям СП 36.13330.2012[4], нефтепродуктопроводы диаметром от 500 мм до 700 мм включительно следует относить ко второй категории (коэффициент условий работы m = 0,825).

Примем для сооружения нефтепродуктопровода трубы ВМЗ, изготавливаемые по ТУ 14-3-1573-99 из стали марки 17ГС (временное сопротивление стали на разрыв В = 510МПа; коэффициент надежности по материалу k1=1,4), данные взяты из ТУ 14-3Р-04-94.

Так как перекачку нефтепродуктов предполагается производить по системе «из насоса в насос» и диаметр нефтепродуктопровода попадает в интервал DУ = (500-700)мм, согласно СП 36.13330.2012, значения коэффициентов надежности по нагрузке принимается np=1,10 и надежности по назначению kН = 1,0 [4].

Определим расчетное сопротивление металла трубы R1 по формуле:

(12)

Расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле:

(13)

Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной = 7 мм согласно ТУ 14-3Р-04-94.

Внутренний диаметр нефтепродуктопровода равен:

D = Dн - 2, (14)

D =530- 27= 516мм=0,516 м.

Средняя скорость течения нефтепродуктов определяется по формуле :

(15)

Режим течения нефтепродуктов характеризуется числом Рейнольдса Re, значение которого составляет:

, (16)

Значения переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 определяют по формулам:

(17)

(18)

где k= kЭ /D - относительная шероховатость трубы;

kЭ - эквивалентная шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния. Для сварных стальных новых чистых труб можно принять kЭ = 0,05 мм [3].

,

Так как Re1 < Re, режим течения турбулентный в зоне гидравлически гладких труб. Коэффициент гидравлического сопротивления определим по формуле Блазиуса. (19)

(19)

Потери напора на трение в трубопроводе вычислим по формуле Дарси-Вейсбаха:

(20)

Величина гидравлического уклона вычисляется как:

 (21)

Суммарные потери напора в нефтепродуктопроводе определяются по формуле:

, (22)

где 1,02 - коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части трубопровода;

NТ - число технологических участков (назначается согласно протяженности технологического участка, в пределах до 600 км, при регулировании давления на входе и выходе НПС методом дросселирования с применением регулирующей заслонки) [5];

hост - остаточный напор в конце технологического участка, hост = 30 - 40 м [3].

В расчетах принимаем NТ=1, hост = 40 м. Тогда суммарные потери напора составят:

Необходимое число перекачивающих станций для условий обеспечения расчетной производительности нефтепродуктопровода найдем по формуле:

(23)

где HСТ = mМhМ - расчетный напор перекачивающей станции.

При округлении числа перекачивающих станций в большую сторону предусмотрим вариант циклической перекачки. При циклической перекачке эксплуатация нефтепродуктопровода осуществляется на двух режимах: часть планового времени ф2 ведется на повышенном режиме с производительностью Q2 > Q. Остаток времени ф1 трубопровод работает на пониженном режиме с производительностью Q1 < Q .

Построим совмещенную характеристику нефтепродуктопровода и перекачивающих станций (с числом НПС = 1, НПС = 2 при работе 1 насосов, НПС = 2 при работе 2 насосов). Для этого выполним гидравлический расчет в диапазоне расходов от 700 до 1000 м3/ч. Результаты вычислений представлены в таблице 6.

Таблица 6 - Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций

Расход, м3/ч	Напор насосов	Характеристика НПС
	hм	hп	постоянного диаметра	n=1,m=2	n=2,m=2	n=2,m=3
700	261,60952	124,72604	612,50139	647,94509	1171,1641	647,94509
750	261,47777	124,52275	677,62839	647,47829	1170,4338	647,47829
800	261,33693	124,30544	746,09611	646,9793	1169,6532	646,9793
850	261,187	124,07411	817,85103	646,44811	1168,8221	646,44811
900	261,02799	123,82876	892,84368	645,88473	1167,9407	645,88473
950	260,85989	123,56939	971,02808	645,28916	1167,0089	645,28916
1000	260,6827	123,296	1052,3614	644,6614	1166,0268	644,6614

Графически совмещенная характеристика нефтепродуктопровода и перекачивающих станций приведена на рисунке 12.



1 - Напорная характеристика 2 НПС (с 2 работающими насосами на каждой НПС);

2 - Напорная характеристика 2 НПС (с 1 работающим насосом на каждой НПС);

3 - Напорная характеристика 1 НПС (с 1 работающим насосом на каждой НПС);

4 - Гидравлическая характеристика нефтепродуктопровода постоянного диаметра;

Рисунок 12 - Совмещенная характеристика нефтепродуктопровода и перекачивающих станций

При округлении числа ПС в большую сторону (n = 2) рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и перекачивающих станций (n = 2; mM=2; рабочая точка A2 ) значение расхода в которой: Q2 = 965 м3/ч. Если на каждой ПС отключить по одному насосу (n = 2; mM=1), то рабочая точка совмещенной характеристики переместится в положение A3, и нефтепродуктопровод будет работать с производительностью Q1 = 725 м3/ч.

Так как выполняется условие Q1 < Q < Q2, рассчитаем время работы нефтепродуктопровода на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2 по формулам:

(25)

(26)

Общее время работы на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2 будет равно

T = 4663,33+3736,67 = 8400 ч = 350 д.

Общее время работы соответствует заданному рабочему количеству дней нефтепровода[3].

3.2 Расчет контактов нефтепродуктов

Строим совмещенную характеристику нефтепродуктопровода и насосных станций при для каждого из двух нефтепродуктов (рисунок 13). Получаем м3/ч, м3/ч.



Рисунок 13- Совмещенная характеристика нефтепродуктопровод и насосной станции

Рассчитаем объемы смеси, образующейся в контактах нефтепродуктов дизельного топлива и бензина.

Средние скорости перекачки нефтепродуктов :

Соответствующие числа Рейнольдса :

Сравнивая их с переходными числами Рейнольдса, видим, что нефтепродукты перекачиваются в зоне и смешанного трения турбулентного режима.

Коэффициенты гидравлического сопротивления :

Геометрический объем нефтепродуктопровода [2]:

(27)

Объем смеси по формуле

Предельные допустимые концентрации дизельного топлива в бензине и бензина в дизельном топливе [2]:

, (29)

(30)

Объемы дизельного топлива и бензина [2]:

(31)

=95,522

(32)

Максимальное возможное число циклов перекачки i-го нефтепродукта из условия материального баланса составляет [2]:

(33)

где -доля i-го нефтепродукта, которая доходит до конечного пункта трубопровода, в связи с наличием путевых сбросов,<1

- минимально возможный объем j-ой партии i-го нефтепродукта из условия реализации образовавшейся смеси

К-число партий i-го нефтепродукта в цикле

Максимальное возможное число циклов перекачки всех S нефтепродуктов, определяемое по формуле (33), в общем случае неодинаково. Чтобы сохранить принятую структуру цикла т обеспечить возможность и обеспечить возможность реализации образовавшейся смеси принимают[2]:

 (34)

(35)

Продолжительность одного цикла составляет

(36)

4 Очистка нефтепродуктопровода

Очистка внутренней полости магистральных трубопроводов является регулярной операцией. Это объясняется тем, что еще в процессе строительства любого трубопровода возникает необходимость очистки готовых участков от строительного мусора, а после гидравлических испытаний на прочность -полного удаления опрессовочной воды.

При эксплуатации НПП на внутренней поверхности труб образуются смолистые отложения, а также металлоотслоения и окалина, являющиеся результатом непрерывной коррозии металла. По этой причине в перекачиваемых по трубопроводу нефтепродуктах имеются механические примеси, ухудшающие их качество. Таким образом, с момента сооружения и до конца эксплуатации существует необходимость в очистке их внутренней полости. Эту операцию производят одним из I следующих способов: промывкой с пропуском очистных поршней или поршней-I разделителей, продувкой с пропуском очистных поршней, а при необходимости и поршней-разделителей, продувкой без пропуска очистных поршней. Необходимость, возможность, а также качественные критерии каждого из этих способов определены нормативными требованиями СНиП Ш-42-80. С целью повышения качества очистки полости трубопроводов, монтируемых без применения внутренних центраторов, нормативами предусматривается предварительная очистка полости способом протягивания.

На магистральных трубопроводах наибольшее распространение получил способ механической очистки внутренней полости с помощью скребков, разделителей, поршней и т.д. Для реализации этого способа очистки разработано и применяется различное специальное оборудование: камеры пуска и приема очистных устройств, различные конструкции очистных устройств, методы и средства их обнаружения в трубопроводах, устройства для удаления выносимых из трубопровода загрязнений.

Трубопроводные скребки применяют как в ходе строительства, так и при эксплуатации НПП, их можно пропускать по трубопроводу либо в одноразовом режиме, либо регулярно. Назначение трубопроводных скребков состоит в следующем: эффективное заполнение, опорожнение и очистка трубопровода, борьба с внутренней коррозией трубопровода, разделение перекачиваемых по трубопроводу продуктов, сбор информации о состоянии трубопровода.