Определение свойств транспортируемой жидкости

МиНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«тюменский государственный нефтегазовый университет»

Институт транспорта

Кафедра «Транспорт углеводородных ресурсов»

Эксплуатация нефтепроводов

Методические указания по выполнению курсовых работ по курсу
для студентов направления 21.03.01 Нефтегазовое дело

профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки»

всех форм обучения

Составители: М.Ю. Земенкова

В.О. Некрасов

Е.А. Дмитриева

А.А. Венгеров

Тюмень

ТюмГНГУ

Эксплуатация магистральных нефтепроводов: метод. указ. по выполнению выпускной квалификационной работы для студентов направления 131000.62 Нефтегазовое дело профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки»/ сост. М.Ю. Земенкова, В.О. Некрасов, Е.А. Дмитриева, А.А.Венгеров; Тюменский государственный нефтегазовый университет. – Тюмень: Издательский центр БИК, ТюмГНГУ, 2015.– 48 с.

Методические указания рассмотрены и рекомендованы к изданию на заседании кафедры транспорта углеводородных ресурсов

«_4_» ___марта___ 2015 года, протокол № _7_.

Аннотация

Методические указания по выполнению курсовых работ предназначены для студентов, обучающихся по направлению 21.03.01 Нефтегазовое дело профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки».

Приведены материалы и инструкции для выполнения курсовых работ по проектированию и эксплуатации системы нефтепроводов.

Изложены основные методики расчета, справочные материалы, примеры расчетов и построений. Представлены основные требования к структуре, содержанию курсовых работ, к оформлению и их защите.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………
1.ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ……………..
1.1.Опредедление свойств транспортируемой жидкости……………….
1.2.Подбор насосно-силового оборудования……………………………...
1.3.Пересчет характеристик НСА с воды на вязкую жидкость………….
1.4. Определение толщины стенки………………………………………...
1.5 Расстановка станций при округлении в большую сторону………….
1.6 Аналитическая проверка режима работы при расстановке станций с округлением в большую сторону………………………………………….
1.7 Особенности расстановки НПС с округлением числа станций в меньшую сторону…………………………………………………………..
2. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ…………………………………………………
3. РЕЖИМЫ РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДА……………………………….
3.1. Режим работы нефтепровода при отключении НС………………….
3.2. Режим работы нефтепровода при периодических сбросах и подкачках………………………………………………………..
Список рекомендуемых источников………………………………………
Приложения…………………………………………………………………

ВВЕДЕНИЕ

Магистральным нефтепроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки нефти из района добычи или производства в район её потребления.

В состав магистральных нефтепроводов входят:

ü линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т. п.;

ü перекачивающие и тепловые станции;

ü конечные пункты нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, на которых принимают продукт, поступающий по трубопроводу, и распределяют его между потребителями – подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.

В некоторых случаях в состав магистрального нефтепровода входят и подводящие трубопроводы, по которым нефть от промыслов подается к головным сооружениям трубопровода.

Принятая на данном нефтепроводе технология перекачки нефти диктует схему соединения насосов и резервуаров. Среди возможных схем можно выделить три основные: из насоса в насос, постанционную, с подключением резервуаров.

При использовании схемы перекачки «из насоса в насос», резервуары промежуточных НПС (если они имеются) отключаются от трубопровода и нефть с предыдущего участка по­дается непосредственно в насосы этих станций для дальнейшей транспортировки по следующему участку. Такая схема перекачки весьма прогрессивна, поскольку исключает промежуточные технологические операции и неизбежно связанные с ними потери нефти. Кроме того, она значительно удешевляет технологию, поскольку исключает сооружение дорогостоящих резервуарных парков. Недостат­ком этой схемы является «жесткая» гидравлическая связь всех участков, работающих в этом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменение на всех ос­тальных. В частности, аварийная остановка одного участка ведет к остановке всех участков, связанных с ним режимом перекачки.

При использовании постанционной схемы перекачки нефть на НПС принимают поочередно в один из резервуаров станции, в то время как закачку нефти в трубопровод осу­ществляют из другого резервуара. Преимуще­ства постанционной схемы перекачки заключаются в том, что отдельные участки нефтепровода оказываются не связанными той жесткой гидравлической зависимостью, которая имеет место в случае перекачки «из насоса в насос», поэтому нефтепровод имеет большую степень надежности и способ­ности к бесперебойной поставке нефти потребителю. Кроме того, при постанционной схеме возможен порезервуарный учет количества транспортируемой нефти, что очень важно для контроля за сохранностью продукции. Основным недостатком постанционной схемы перекачки являются высокая стоимость сооружения и эксплуатации резервуарных парков, а также потери нефти при больших дыханиях резервуаров, связанных с выбросами паров нефти в атмосферу при заполнении резервуаров. Постанционная схема перекачки применяется в основном на головных НПС нефтепровода и его эксплуатационных участков.

При использовании схемы перекачки с подключением резервуаров возможны два варианта: через резервуары и с подключенными резервуарами. В первом варианте нефть с предыдущего участка поступает в резервуар ПНПС и закачивается также из этого резервуара. Такая схема делает соединение участков нефтепровода более «мягким» в гидравлическом отношении. Кроме того, в резервуаре происходит гашение волн давления, связанных с изменениями режима перекачки, что повышает надежность эксплуатации нефтепровода, однако этому способу присущи все недостатки предыдущего способа и в настоящее время он практически не используется. Во втором варианте схема предусматривает, что основное количество нефти прокачивают по трубопроводу, минуя резервуар, однако при этом допускается, что расходы нефти на предыдущем и последующем участках могут в течение некоторого времени отличаться друг от друга, а дебаланс расходов компенсируется сбросом или подкачкой части нефти в подключенный резервуар. При синхронной работе участков, т.е. перекачке с одним и тем же расходом, уровень нефти в подключенном резервуаре остается постоянным.

ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

Задание для курсовой работы выдается преподавателем в начале курса. Утвержденное задание подшивается в курсовую работу и содержит исходные данные для расчётов курсовой работы.

Курсовая работа должна содержать 3 основных части: технологический расчет с округлением в большую и меньшую сторону, расчет режима работы (согласно заданию), графическую часть – лист формата А1 с профилями трассы и линиями гидравлических уклонов.

Все расчеты из разделов 1 и 2 являются обязательными составляющими курсовой работы. Следует обратить внимание на необходимость пересчета на вязкую жидкость характеристик выбранного насоса, построения Q-H характеристик для всех рассчитанных режимов. Расчет из раздела 3 выполняется согласно заданию преподавателя на курсовую работу.

Выполненная работа должна содержать оглавление(содержание), введение, заключение, список использованных источников. При использовании источника ссылка оформляется согласно требованиям ГОСТ Р 7.0.5-2008. Список источников должен содержать не менее 10 наименований и не менее 50% источников ТюмГНГУ.

Система стандартов по информации, библиотечному и издательскому делу. Библиографическая ссылка. Общие требования и правила составления

Для успешного и качественного выполнения задания необходимо изучить комплекс материалов из списка рекомендуемых источников настоящих указаний.

Современный сортамент трубопроводных материалов или насосно-силовых агрегатов может быть определен с помощью онлайн источников: каталогов, характеристик, паспортов с указанием соответствующей ссылки.

Курсовая работа представляется к защите в распечатанном и подшитом виде (для студентов дистанционной формы в электронном). Курсовая работа оформляется в соответствии с требованиями ЕСКД, графический лист сворачивается до формата А4. В большой рамке обязательно ставится дата сдачи работы и подпись студента.

1. ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

Цель технологического расчета: определить толщину стенки нефтепровода, сделать гидравлический расчет, подобрать насосно-силовое оборудование, определить число насосных станций, расставить их по трассе нефтепровода и сделать аналитическую проверку работы НПС.

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ

Сделать гидравлический расчет нефтепровода, если длина его L = 600км, =100 м, производительность G = 34 млн./год. Заданы вязкость и плотность нефти: ρ₂₀ = 852 кг/м3; ν₂₀ = 48 сСт; ν50 = 22 сСт.

Расчетная температура нефти t =7 °С, минимальная температура нефти в трубопроводе.

Сделать механический расчет нефтепровода, подобрать насосно- силовое оборудование, определить число НС, расставить их по трассе с округлением в большую сторону. Сделать аналитическую проверку работы НПС и построить график Q-Н работы НПС и МН. Рассчитать режим работы трубопровода и НПС.

Решение

1. Определение плотности нефти при заданной температуре

кг/м³.

2. Определение вязкости нефти при t_р

сСт,

.

3.Определение расчетной производительности

, м³/час,

т.к G = 34 млн. т/год , тогда D = 1020 мм (прил.).

Число рабочих дней N_p = 349 (прил.).

м³/час = 1,31 м³/с.

4.Определение толщины стенки

,

где n₁ = 1,15.

5. Определяем марку насоса и найдем напор насоса при верхнем и нижнем роторе, приняв число рабочих насосов равным 3. Напор основных насосов 3Н_осн

,

т₀=0,9; К_l = 1,34; К_н=1,1(принимаем по СП 36.13330.2012) ; R_н1=530 МПа. Сталь 13Г2АФ, ТУ 14-3-1424-86. Изготовитель – Новомосковский трубный завод.

Выбираем насос НМ 5000-210 по Q_раб (м³/час).

Характеристика работы насоса

При

Q=4713,67 м³/час ≈ 4714 м³/час,

Н₁=220 м (ротор верхний),

Н₂=160 м (ротор нижний).

Подпорный: НПВ 5000-120

При

Q=4714 м³/час,

Н₁=123 м (ротор верхний),

Н₂=92 м (ротор нижний).

Считаем, что у нас 3 основных и 1 подпорный насос.

Найдем рабочее давление в трубопроводе

;

а) МПа;

б) МПа;

в) МПа.

Выбираем вариант в), т.е. нижний ротор как Н_осн.

В результате проверки на необходимость пересчета с воды на нефть установлено, что пересчета по давлению (напору) в данных условиях не требуется.

6. Определим толщину стенки трубы при Р_раб=5,1 МПа

мм,

принимаем δ=9,2 мм, как ближайшую большую по сортаменту, сталь 13г2АФ, Новомосковский трубный завод.

;

мм.

7. Режим течения нефти в нефтепроводе

.

8. Определяем число Рейнольдса

;

;

.

турбулентный режим, зона Блазиуса

т=0,25; β=0,0246;

.

9. Гидравлический уклон

;

м/с;

.

10. Потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха

м.

11. Полные потери напора в нефтепроводе

, Н_к=30 м;

≈2273 м, при ΔZ=100 м.

12. Напор одной станции.

.

h_вн=15м внутристанционные потери.

м.

13. Определяем число станций.

.

а) округляем в большую сторону n₁>n, n₁=5 станций.

Действительно необходимый напор одной станции:

м.

Действительный напор одного насоса

м.

Производим обрезку рабочего колеса

.

Q₂=4800 м³/час=1,33 м³/с, Н₂=157 м, Q₁=3200 м³/час=0,89 м³/с, Н₁=207 м.

, т.е обрезаем на 5,2%

мм – новый диаметр ротора.

Расстановка НПС по трассе при n₁>n. Необходимо вычислить масштаб по вертикали и отложить в масштабе напоров станций. Затем откладывают величину напора подпорного насоса и напор станции п₁ раз и соединяют суммарный напор станций с Н_к, получают линию гидравлического уклона i. Месторасположение станций определяют пересечением линии гидравлического уклона с линией, отстающей от профиля на величину подпора. Эти точки переносят на профиль трассы.

14. Проверка режима работы всех НПС.

МПа;

м;

.

Р_а=760 мм рт. ст., Р_у=500 мм рт ст., по Q-H характеристике насоса Δh_{прот.кав.}=38 м

м.

Насос не обладает самовсасывающей способностью, нужен подпор, величиной

м.

Проверяем режим работы станций из условий:

, при Н_к=30 м;

;

м;

;

м;

;

м;

м;

м;

м;

м;

м;

м;

;

м.

Проверка сошлась, следовательно, станции расставлены правильно.

15. Строим совместный график работы нефтепровода и всех НПС. Определяем рабочую точку системы.

Рис. 5. Расстановка числа станций при п₁=5; п₁>п

Таблица 2

Характеристика НПС на трассе при п₁>п

№ НПС	L, км	Li, км	Zi, м	DZ
	227,1	116,1
		111,9
	452,4	113,4
КП		147,6

åL_i=600км åDZ=100м

Построение Q-H характеристики:

Q_расч.=4713,7 м³/час, Н_нас=147 м;

Q_расч. - 800=3913,7 м³/час, Н_нас=171 м;

Q_расч. + 800=5513,7 м³/час, Н_нас=113 м;

Суммарный напор всех станций

где К – число насосов на НПС; п – число НПС на трассе; Н_п=123 м.

Характеристика трубопровода строится по уравнению:

Характеристика станции

1) Q_расч.=4713,7 м³/час, Н_нас=147 м

м;

2) Q_расч. - 800=3913,7 м³/час, Н_нас=171 м

м;

3) Q_расч. + 800=5513,7 м³/час, Н_нас=113 м

м.

Характеристика трубопровода:

β=0,0246, т=0,25

м

м

3) Н=2955,6 м

Строим Q-Н характеристику в масштабе (рис. 6)

по горизонтали: 1 мм=40 м³/час

по вертикали 1 мм=20 м

Рабочая точка системы:

Q_раб=4713,7 м3/час = Q_р

Н_раб=2273 м =Н (полные потери)

б) Число станций округляем в меньшую сторону.

n₂<n, n₂=4 станции.

Рис. 6 Расстановка станций при п₂<п; п₂=4

Таблица 3

Характеристика НПС по трассе при п₂<п

№ НПС	L, км	Li, км	Zi, м	DZ
	274,5	124,5
		124,5
КП

Снизим сопротивление линейной части, т.е. построим лупинг длиной Х.

Длина лупинга

м = 113,23 км.

Уклон лупинга

если D_л=D, то

в зоне Блазеуса;

;

м;

м.

Уточненный расчет НПС, при п₂<п; п₂=4; лупинг проложен на 1-ом перегоне – 41,4 км и последнем перегоне – 71,8 км.

м;

м;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

.

Построение Q-H характеристики при округлении числа станций в меньшую сторону

Q_р=4714 м³/час = 1,31 м³/с, Н_р=160 м;

Q₁=3914 м³/час = 1,087 м³/с, Н₁=180 м;

Q₃=5514 м³/час = 1,532 м³/с, Н₃=125 м;

;

м;

м;

м;

;

м;

м;

м.

Рис. 7 Q-H характеристика

1 – характеристика Q-H нефтепровода при n₁=5; 2 – характеристика Q-H нефтепровода при n₂=4 (с лупингом); 3 – характеристика Q-H НПС при n₁=5; 4 – характеристика Q-H НПС при n₂=4; Q_р – рабочая производительность МН.

РЕЖИМЫ РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДА

Методика решения

1. Рассмотрим работу нефтепровода при отключении станции «С» и определим производительность.

Рис. 8. Схема нефтепровода с расстановкой НПС по трассе

Примем, что ∆Z = 0. Тогда линия изменения напоров имеет вид:

i*< i

Рис. 9. Линия изменения напоров при отключении 3-й НПС

i – гидравлический уклон до отключения НПС; i^* – гидравлический уклон после отключения НПС.

При отключении станции расход Q^* устанавливается автоматически в результате саморегулирования. Очевидно, что Q^* < Q. Максимальная величина Q_* возможна, если:

Н_С-1 = [Н_д];

∆Н_С+1=[∆Н_д],

тогда получим:

,

где Н_д-∆Н_д – располагаемый напор на сдвоенном перегоне; ∆Z ^/ – ∆Z сдвоенного перегона; l_С+1- l_С-1 – длина сдвоенного перегона.

Величина Q^*_тах будет лимитировать (ограничивать) производительность всего трубопровода, ее можно принять за расчетную.

2. Определим полные потери напора в трубопроводе при отключении НПС:

Н^*=1,01·h_τ+∆Z+H_К,

где h_τ – потери напора на трение, равны:

.

3. Определим количество насосов:

,

где Н^*_{обт.нас} – напор обточенного насоса при производительности Q^*_тах (по характеристике насоса).

Полученное количество насосов расставляем по длине трубопровода (на НПС-(С-1) ставят максимально возможное по условию прочности нефтепровода количество насосов, т.е. 3).

4. Проверяют режим работы станций из условий:

;

;

;

где К^*₁ – количество насосов на первой станции.

;

где i_* - новый уклон при Q^*_тах.

;

;

;

; (Н_к ≈ 30 м).

Если какие-то условия не выполняются, то напор дросселируют до его допустимого значения. Если после этого проверка сошлась, станции расставлены верно.

Пример расчета режима работы нефтепровода

При отключении НС

По данным, полученным в результате технологического расчета МН (предыдущий раздел) произвести расчет режима работы нефтепровода при отключении НС.

Решение

м/с <Q_раб.

По характеристике Н^*_{обт.нас} = 180 м.

2. Полные потери при новой производительности

а) Потери напора на трение:

м;

м.

3. Количество насосов

(штук),

принимаем К^*=9 насосов, т.е. должно быть на всех НПС не меньше 9 насосов. Принимаем, что на станции перед отключенной, т.е на второй имеем 3 насоса, а на остальных (1-й, 4-й и 5-й) по 2 насоса.

4. Проверяем режим работы каждой станции с новым количеством насосов.

;

;

;

;

;

,

условие не выполняется, дросселируем на величину 716,5-613,6=102,9 м

;

;

;

;

,

условие не выполняется, дросселируем на 52,895 м

;

.

Гидравлический уклон:

.

Расчет выполнен правильно.

Сбросах и подкачках

Одним из важнейших технологических расчетов является расчет работы нефтепровода при периодических сбросах и подкачках.

Методика решения

1. Сброс:

,

где (с+1) – станция сброса

,

если q>q_кр,то:

.

2. Подкачка:

;

;

Если q>qкр

.

Пример расчета режима работы трубопровода со сбросом

Для примера рассчитаем режим работы трубопровода со сбросом, если сброс будет на станции 3. Определим q_кр, режим работы. Сброс равен 4q_кр, где q_кр – критический сброс, т.е. такой, при котором подпор на станции сброса равен минимально допустимому [DН_д].

Решение

;

м³/с;

м³/с;

;

;

;

;

Проверка: Q=5600=1,53 м³/с; H=234,58-54,68×1,53^1,75=119,3 м.

По характеристике H=120»119м;

;

м³/с;

м³/с=153,68 м³/ч;

q=4q_кр=0,171 м³/с=614,7 м³/час.

Найдем H`:

– 63 – 30 = 241,76 м.

м, т.е. отключаем К=1 насос (Носн=160м), а остальные 81м дросселируем.

Делаем проверку:

Qкр – левая часть, (Qкр – q) – правая часть

м;

м;

;

;

м;

м;

м;

;

;

.

В правой части отключаем один насос на станции 5 и еще 81 м дросселируем.

Эксплуатация нефтепроводов

Методические указания по выполнению курсовых работ по курсу Эксплуатация нефтепроводов для студентов направления 21.03.01 Нефтегазовое дело

профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки»

всех форм обучения

Подписано в печать 28.09.2015. Формат 60х90 1/16. Усл. печ. л. 2.

Тираж 30 экз. Заказ № 15-433

Библиотечно-издательский комплекс

федерального государственного бюджетного образовательного

учреждения высшего образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет».

625000, Тюмень, ул. Володарского, 38.

Типография библиотечно-издательского комплекса.

625039, Тюмень, ул. Киевская, 52.

МиНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«тюменский государственный нефтегазовый университет»

Институт транспорта

Кафедра «Транспорт углеводородных ресурсов»

Эксплуатация нефтепроводов

Методические указания по выполнению курсовых работ по курсу
для студентов направления 21.03.01 Нефтегазовое дело

профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки»

всех форм обучения

Составители: М.Ю. Земенкова

В.О. Некрасов

Е.А. Дмитриева

А.А. Венгеров

Тюмень

ТюмГНГУ

Эксплуатация магистральных нефтепроводов: метод. указ. по выполнению выпускной квалификационной работы для студентов направления 131000.62 Нефтегазовое дело профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки»/ сост. М.Ю. Земенкова, В.О. Некрасов, Е.А. Дмитриева, А.А.Венгеров; Тюменский государственный нефтегазовый университет. – Тюмень: Издательский центр БИК, ТюмГНГУ, 2015.– 48 с.

Методические указания рассмотрены и рекомендованы к изданию на заседании кафедры транспорта углеводородных ресурсов

«_4_» ___марта___ 2015 года, протокол № _7_.

Аннотация

Методические указания по выполнению курсовых работ предназначены для студентов, обучающихся по направлению 21.03.01 Нефтегазовое дело профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки».

Приведены материалы и инструкции для выполнения курсовых работ по проектированию и эксплуатации системы нефтепроводов.

Изложены основные методики расчета, справочные материалы, примеры расчетов и построений. Представлены основные требования к структуре, содержанию курсовых работ, к оформлению и их защите.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………
1.ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ……………..
1.1.Опредедление свойств транспортируемой жидкости……………….
1.2.Подбор насосно-силового оборудования……………………………...
1.3.Пересчет характеристик НСА с воды на вязкую жидкость………….
1.4. Определение толщины стенки………………………………………...
1.5 Расстановка станций при округлении в большую сторону………….
1.6 Аналитическая проверка режима работы при расстановке станций с округлением в большую сторону………………………………………….
1.7 Особенности расстановки НПС с округлением числа станций в меньшую сторону…………………………………………………………..
2. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ…………………………………………………
3. РЕЖИМЫ РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДА……………………………….
3.1. Режим работы нефтепровода при отключении НС………………….
3.2. Режим работы нефтепровода при периодических сбросах и подкачках………………………………………………………..
Список рекомендуемых источников………………………………………
Приложения…………………………………………………………………

ВВЕДЕНИЕ

Магистральным нефтепроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки нефти из района добычи или производства в район её потребления.

В состав магистральных нефтепроводов входят:

ü линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т. п.;

ü перекачивающие и тепловые станции;

ü конечные пункты нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, на которых принимают продукт, поступающий по трубопроводу, и распределяют его между потребителями – подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.

В некоторых случаях в состав магистрального нефтепровода входят и подводящие трубопроводы, по которым нефть от промыслов подается к головным сооружениям трубопровода.

Принятая на данном нефтепроводе технология перекачки нефти диктует схему соединения насосов и резервуаров. Среди возможных схем можно выделить три основные: из насоса в насос, постанционную, с подключением резервуаров.

При использовании схемы перекачки «из насоса в насос», резервуары промежуточных НПС (если они имеются) отключаются от трубопровода и нефть с предыдущего участка по­дается непосредственно в насосы этих станций для дальнейшей транспортировки по следующему участку. Такая схема перекачки весьма прогрессивна, поскольку исключает промежуточные технологические операции и неизбежно связанные с ними потери нефти. Кроме того, она значительно удешевляет технологию, поскольку исключает сооружение дорогостоящих резервуарных парков. Недостат­ком этой схемы является «жесткая» гидравлическая связь всех участков, работающих в этом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменение на всех ос­тальных. В частности, аварийная остановка одного участка ведет к остановке всех участков, связанных с ним режимом перекачки.

При использовании постанционной схемы перекачки нефть на НПС принимают поочередно в один из резервуаров станции, в то время как закачку нефти в трубопровод осу­ществляют из другого резервуара. Преимуще­ства постанционной схемы перекачки заключаются в том, что отдельные участки нефтепровода оказываются не связанными той жесткой гидравлической зависимостью, которая имеет место в случае перекачки «из насоса в насос», поэтому нефтепровод имеет большую ст