Повышение эффективности очистки внутренней полости магистральных нефтепроводов
 Скачать 1.79 Mb.
|
|
2.4 Эксплуатационные требования к узлам КППСОД Узлы запуска, приема и запуска-приема СОД магистральных нефтепроводов при реконструкции КППСОД должны быть приведены в соответствие требованиям РД-16.1-60.30.00-КТН-001-1-05. Конструктивные параметры реконструированных КППСОД, в части габаритных размеров расширенной части корпуса, оснащенности технологическими патрубками, расположения технологических патрубков по длине корпуса КППСОД, должны соответствовать требованиям ОТТ- 75.180.00-КТН-275-06. Реконструированные КППСОД должны быть оборудованы сигнализаторами прохождения СОД, датчиками давления, датчиком герметичности в соответствии с требованиями ОТТ-75.180.00-КТН-275-06. КППСОД не должны иметь внутренней арматуры, выступающей внутрь камеры или лотков. Во избежание повреждений носителей датчиков и конической манжеты ВИП, патрубки отвода нефти камеры приема СОД должны быть оснащены решетками, соответствующими требованиям ОТТ-75.180.00-КТН- 275-06. КППСОД должны быть оснащены устройством заземления для подключения кабеля заземления ТЗУ в соответствии с требованиями ОТТ- 75.180.00-КТН-275-06. КППСОД должны быть доукомплектованы запасовочными устройствами. Запасовочные устройства должны соответствовать требованиям ОТТ-75.180.00-КТН-275-06. Материальное исполнение трущихся деталей запасовочного устройства должно соответствовать требованиям ОТТ-75.180.00-КТН-275-06 и исключать искрообразование. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 35 Анализ существующих технологий, техники и организаций Конструкция патрубка для установки запасовочного устройства должна соответствовать требованиям ОТТ-75.180.00-КТН-275-06 и обеспечивать установку и надежное закрепление запасовочного устройства. При проектировании запасовочных устройств, патрубков для установки запасовочных устройств на камерах запуска СОД, выборе механических параметров используемых тросов и механизмов для запасовки, необходимо учитывать усилия запасовки комбинированных ВИП в номинальную часть камеры запуска СОД [35]. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 36 Анализ существующих технологий, техники и организаций 3 Расчетная часть 3.1 Исходные данные Диаметр трубопровода 1220 мм; P = 3,7 МПа – расчетное рабочее давление; ρ = 850 кг/м 3 – плотность перекачиваемой нефти; Категория участка трубопровода - «В» [21]; Сталь 17Г1С-У; Прокладка трубопровода подземная; Q = 1,959 м 3 /с – проектная производительность; Q 2 = 1,941 м 3 /с – производительность после механической очистки; δ = 15 мм – толщина стенки нефтепровода; ν = 0,00004 м 2 /с – кинематическая вязкость нефти; η = 0,034 Па*с – динамическая вязкость нефти; Δ = 0,15 мм – абсолютная эквивалентная шероховатость L = 50 км – длина нефтепровода. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 37 Повышение эффективности очистки внутренней полости магистральных нефтепроводов Разраб . Ардышев А.М. Руковод. Брусник О.В. Консульт. Рук-ль ООП. Брусник О.В. Расчетная часть Лит. Листов 83 ТПУ гр. 2Б4Б 3.2 Гидравлический расчет нефтепровода Все расчеты были выполнены согласно ОР-75.180.00-КТН-018-10 «Очистка магистральных нефтепроводов от асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ)», РД 39-30-718-82 «Методика гидравлического расчета при перекачке газонасыщенных нефтей» и Новоселов В. Ф. «Нефтепроводный транспорт нефти и газа. Технологический расчет нефтепродуктопроводов: Учебное пособие». Найдём скорость течения жидкости по формуле: S Q v , (1) где ν – скорость течения нефти, м/с; 959 , 1 Q – расход нефти, м 3 /с; S – площадь сечения нефтепровода, м 2 ; 595 , 0 R – радиус нефтепровода, м Рассчитаем площадь сечения нефтепровода по формуле: 112 , 1 595 , 0 14 , 3 2 2 R S 2 м , (2) Скорость течения нефти рассчитываем по формуле (1): с м v 762 , 1 112 , 1 959 , 1 Начальный напор в нефтепроводе равен: 𝐻 = 𝑃 𝜌 ∗ 𝑔 + 𝜈 2 2 ∗ 𝑔 = 3,7 ∗ 10 6 850 ∗ 9,81 + 1,762 2 2 ∗ 9,81 = 443,89 м Суммарные потери напора на расчетном участке: 𝛥𝐻 = ℎ тр + ℎ см + 𝛥𝑍 (3) где h тр – потери напора на трение, м; h см – потери напора на местные сопротивления, м; ΔZ – разность высотных отметок начала и конца участка, м. Потери напора на трение находятся по формуле: ℎ тр = 𝑖 ∗ 𝑙 (4) Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 38 Расчетная часть Гидравлический уклон определяется по уравнению: 𝑖 = 𝜆 ∗ 1 𝑑 ∗ 𝜈 2 2𝑔 (5) где λ – коэффициент гидравлического сопротивления. Коэффициент гидравлического сопротивления определяется в зависимости от значения параметра Рейнольдса: 𝑅𝑒 = 𝑣∗𝑑 𝜈 (6) где ν – кинематическая вязкость нефти. Находим число Рейнольдса по формуле (6): 𝑅𝑒 = 1,762 ∗ 0,595 0,00004 = 26209 Так как значение числа Рейнольдса больше критического (Re кр =2320), то режим течения турбулентный. Зона сопротивления определяется исходя из относительной шероховатости труб: 𝜀 = 𝛥 𝑑 = 0,15 1200 = 0,000125 Для зоны гидравлически гладких труб: 10 𝜀 = 80000 Так как число Рейнольдса входит в интервал 𝑅𝑒 кр < 𝑅𝑒 < 10 𝜀 , то коэффициент гидравлического сопротивления выражается формулой Блазиуса: 𝜆 = 0,3164 𝑅𝑒 0,25 (7) Расчетные коэффициенты принимаются: 𝑚 = 0,25 𝛽 = 0,241 𝑔 = 0,241 9,81 = 0,0246 Коэффициент гидравлического сопротивления по формуле (7): 𝜆 = 0,3164 26209 0,25 = 0,02487 Гидравлический уклон по формуле (5): Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 39 Расчетная часть 𝑖 = 0,02487 ∗ 1 1,2 ∗ 1,762 2 2 ∗ 9,81 = 0,00328 Потери напора на трение по формуле (4): ℎ тр = 𝑖 ∗ 𝑙 = 0,00328 ∗ 50000 = 164,142 м Суммарные потери напора на участке по формуле (3): 𝛥𝐻 = 164,142 − 16,89 = 147,252 м Потери давления на участке нефтепровода: 𝛥𝑃 = 𝜆 ∗ 𝑙 𝑑 ∗ 𝜈 2 2 ∗ 𝜌 (8) 𝛥𝑃 = 𝜆 ∗ 𝑙 𝑑 ∗ 𝜈 2 2 ∗ 𝜌 = 0,02487 ∗ 50000 1,2 ∗ 1,762 2 2 ∗ 850 = 1,367 МПа Напор в конце участка: 𝐻 2 = 443,89 − 147,252 = 296,638 Давление в конце участка: 𝑃 2 = 𝑃 1 − 𝛥𝑃 = 3,7 − 1,367 = 2,323 МПа Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 40 Расчетная часть 3.3 Определение сил, воздействующих на очистное устройство при его движении в полости нефтепровода Рис. 5 – Силы, воздействующие на ОУ при прохождении его в полости нефтепровода Силы, которые действуют на ОУ можно разделить на силу давления нефти, силу трения, силу тяжести и силу реакции опоры. ОУ во время очистки приводится в движение давлением нефти в нефтепроводе. Величину силы, толкающей ОУ определим по формуле: 𝐹 1 = 𝑃 ∗ 𝑆, (9) где F – сила, толкающая ОУ, Н; P – давление в нефтепроводе, МПа; Рассчитаем силу, толкающую ОУ по формуле (9): 𝐹 1 = 3,7 ∗ 10 6 ∗ 1,112 = 4114 кН. Силу трения, возникающую при движении ОУ, найдём по формуле: 𝐹 тр = 𝜇 ∗ 𝑚 ∗ 𝑔, (10) где F тр – сила трения, Н; m = 1128 – масса ОУ СКР4, кг; g = 9,8 – ускорение свободного падения, м/с 2 ; μ = 0,35 – коэффициент трения. Рассчитаем силу трения по формуле (10): 𝐹 тр = 0,35 ∗ 1128 ∗ 9,81 = 3873 Н Силу тяжести можно найти по формуле: 𝐹 2 = 𝑚 ∗ 𝑔 (11) Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 41 Расчетная часть 𝐹 2 = 1128 ∗ 9,81 = 11066 Н Сила реакции опоры противоположна по направлению силе тяжести и равна по модулю. Скорость движения ОУ в нефтепроводе определяется как: 𝑣 = 𝑃∗𝑄 𝐹 (12) 𝑣 = 3,7 ∗ 10 6 ∗ 1,959 4114 ∗ 10 3 + 3873 = 1,76 м/с Чистящий диск на 20 мм больше внутреннего диаметра трубопровода, поэтому при движении ОУ в полости нефтепровода он изгибается и за счёт этого плотней прижимается к поверхности нефтепровода, что в свою очередь повышает качество очистки. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 42 Расчетная часть 3.4 Определение количества нефти, подлежащей обработке ингибитором парафиноотложения Количество нефти, подлежащей обработке ингибитором парафиноотложения, складывается из объема нефти между ОУ. Определяется расстояние мужду ОУ по формуле, м: 𝐿 1 = 3600 ∗ 𝑣 ∗ 𝑇 1 (20) где ν – скорость движения ОУ, м/с; T 1 – интервал пуска ОУ, час. 𝐿 1 = 3600 ∗ 1,76 ∗ 4 = 25344 м Количество нефти между ОУ рассчитывается по формуле, т: 𝑀 1 = 𝐿 1 ∗ 𝜌 ∗ 𝑆 (21) 𝑀 1 = 25344 ∗ 0,85 ∗ 1,114 = 23998 т Количество нефти на участке нефтепровода рассчитывается по формуле, т: 𝑀 2 = 𝐿 ∗ 𝜌 ∗ 𝑆 (22) 𝑀 2 = 50000 ∗ 0,85 ∗ 1,114 = 47345 т Количество нефти, подлежащей обработке ингибитором парафиноотложения рассчитывается по формуле: 𝑀 = 𝑀 1 + 𝑀 2 (23) 𝑀 = 23998 + 47345 = 71343 т Количество необходимого ингибитора парафиноотложения рассчитывается по формуле, т: 𝑀 ип = 𝑀 ∗ 𝑞 ип 1000 (24) где М ип – количество необходимого ингибитора, т; q ип =150 – дозировка ингибитора парафиноотложения, г/т. 𝑀 ип = 71343 ∗ 150 1000 = 10701 т Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 43 Расчетная часть 3.5 Определение параметров парафиноотложения Определим фактическую величину гидравлического уклона по формуле: 𝑖 ф = 𝑃1−𝑃2 𝜌𝑔 −𝛥𝑍 𝑙 (13) 𝑖 ф = (3,7 − 2,323) ∗ 10 6 850 ∗ 9,81 − 16,89 50000 = 0,00296 Найдем теоретический гидравлический уклон по формуле: 𝑖 = 𝛽 𝑄 2−𝑚 𝜇 𝑚 𝐷 вн 5−𝑚 (14) Теоретический гидравлический уклон по формуле (14): 𝑖 = 0,0246 1,959 2−0,25 0,00004 0,25 1,2 4,75 = 0,00267 Условие i эф >I выполняется. Найдем эффективный диаметр трубопровода: Эффективный диаметр – это такое значение внутреннего диаметра нефтепровода, которое соответствует фактическим потерям напора и учитывает влияния различных отложений на его гидравлическую характеристику [19] : 𝐷 эф = ( 𝛽∗𝑄 2−𝑚 ∗𝜇 𝑚 𝑖 ф ) 1 4,75 (15) 𝐷 эф = ( 0,0246 ∗ 1,959 1,75 ∗ 0,00004 0,25 0,00296 ) 1 4,75 = 1,184 м Рассчитаем эффективность работы участка: 𝐸 = ( 𝐷 эф 𝐷 вн ) 5−𝑚 (16) 𝐸 = ( 1,184 1,2 ) 4,75 = 0,9382 Рассчитаем толщину парафиноотложений, принимая то, что она одинакова по всей длине участка, м: 𝛿 от = 𝐷 вн 2 ∗ (1 − 𝐸 1 5−𝑚 ) (17) Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 44 Расчетная часть 𝛿 от = 1,2 2 ∗ (1 − 0,9382 1 5−0,25 ) = 0,008 м Найдем объем отложений по формуле: 𝑉 от = 𝑆 ∗ 𝐿(1 − 𝐸 2 2−𝑚 ) (18) 𝑉 от = 1,112 ∗ 50000 (1 − 0,9382 2 2−0,25 ) = 3909,23 м 3 Рассчитаем фактический расход нефти: 𝑄 ф = 𝑄 ∗ 𝐸 1 2−𝑚 (19) 𝑄 ф = 1,959 ∗ 0,9382 1 2−0,25 = 1,889 м 3 /𝑐 Фактическая производительность в результате механической очистки увеличилась на 𝑄 2 −𝑄 ф 𝑄 ф ∗ 100% = 2,75 %. После введения в нефть ингибиторов парафинообразования фактическая производительность увеличилась еще на 𝑄−𝑄 2 𝑄 2 ∗ 100% = 0,93 %. В результате всего комплекса операций по очистке внутренней полости нефтепровода его производительность увеличилась на 3,68 %. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 45 Расчетная часть 4 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение 4.1 Расчёт нормативной продолжительности выполнения работ В настоящее время состояние трубопроводных транспортных систем оставляет желать лучшего. Несмотря на соблюдение всех требований к эксплуатации системы, случаются аварии, в которых, при их ликвидации, одним из важных критериев является время и качество работы. Нормы времени на очистку внутренней полости магистрального нефтепровода указаны в таблице 5. Состав бригады - 4 чел. Таблица 5 – Нормы времени на очистку нефтепровода № п/п Наименование работ Продолжительность работ, час Состав бригады 1 Технологические переключения, открытие и закрытие задвижек 4 4 2 Стравливание газовоздушной смеси 2 4 3 Дренаж нефтепродукта из камеры пуска, приема очистного устройства 4 4 4 Запасовка очистного устройства 4 4 5 Блокировка камеры пуска, приема очистного устройства 2 4 6 Подача нефтепродукта в камеру пуска очистного устройства 3 4 7 Отслеживание местоположения очистного устройства на нефтепроводе 18 4 8 Прием и извлечение очистного устройства 10 4 9 Оформление документов 1 1 Продолжительность работ по очистке, итого 48 Составим линейные календарные графики проведения работ по очистке внутренней полости нефтепровода (Таблица 6). Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 46 Повышение эффективности очистки внутренней полости магистральных нефтепроводов азраб . Ардышев А.М. Руковод. Брусник О.В. Консульт. Рук-ль ООП. Брусник О.В. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение Лит. Листов 83 ТПУ гр. 2Б4Б Таблица 6 – График проведения очистки нефтепровода Вид работ Всего часов Дни 1 2 3 Подготовительные работы 6 Очистка нефтепровода 32 Демонтаж оборудования 10 Итого 48 4.2 Расчет сметной стоимости работ ресурсным методом. Ресурсный метод – калькулирование в текущих (прогнозных) ценах и тарифах ресурсов (элементов затрат), необходимых для реализации проектного решения. При составлении смет используются натуральные измерители расхода материалов и конструкций, затрат времени эксплуатации машин и оборудования, затраты труда рабочих, а цены на указанные ресурсы принимаются текущие (т.е. на момент составления смет). Использование данного метода позволяет определить сметную стоимость объекта на любой момент времени. Основу сметного расчёта составляют затраты на материальные ресурсы, трудовые затраты на заработную плату и страховые взносы, а также амортизация основных фондов. Проведем расчет данных затрат на очистку внутренней полости нефтепровода (Таблица 7). Таблица 7 – Расчет стоимости материалов на проведение работ по очистке нефтепровода Наименование материала, единица измерения Норма расхода материала, шт. Цена за единицу, руб./ шт. Стоимость материалов, тыс. руб. Ведущий диск 1 14385,6 14385,6 Чистящий диск 3 13192,35 39577,05 Манжета 2 27343,74 54687,48 Итого 108650,13 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 47 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение К расходам на оплату труда относятся суммы, начисленные по тарифным ставкам, должностным окладам, сдельным расценкам или в процентах от выручки от реализации продукции (работ, услуг) в соответствии с принятыми на предприятии (организации) формами и системами оплаты труда. Премии за производственные результаты, надбавки к тарифным ставкам и окладам за профессиональное мастерство и др. Начисления стимулирующего или компенсирующего характера – надбавки за работу в ночное время, в многосменном режиме, совмещение профессий, работу в выходные и праздничные дни и др. Надбавки по районным коэффициентам, за работу в районах крайнего Севера и др. Суммы платежей (взносов) работодателей по договорам обязательного и добровольного страхования. Расчет заработной платы приведен в таблице 8. Таблица 8 – Расчет заработной платы при проведении работ по очистке внутренней полости нефтепровода Должность Количество Разряд Часовая тарифная ставка, руб. Норма времени на проведение мероприятия, ч. Заработная плата, руб. Инженер 1 5 161 6 966 Трубопроводчик линейный 2 4 127 32 8128 Электрик 1 4 121 8 968 Водитель 1 118 2 236 Итого 48 10298 Страховые взносы определяются согласно установленным Налоговым кодексом РФ. Основная сумма страховых взносов складывается из страховых взносов в государственные внебюджетные фонды и страховых взносов в фонд социального страхования на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний, составляющих 30% и 0,2% соответственно от фонда заработной платы (Таблица 9). Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 48 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение Таблица 9 – Страховые взносы при проведении работ по очистке внутренней полости нефтепровода Вид работ Сумма страховых взносов, руб. Очистка нефтепровода 3110 Сумма амортизационных отчислений определяется исходя из балансовой стоимости основных производственных фондов и нематериальных активов, и утвержденных в установленном порядке норм амортизации, учитывая ускоренную амортизацию их активной части. Расчет амортизационных отчислений приведен в таблице 10 [15]. Таблица 10 – Расчет амортизационных отчислений при проведении работ по очистке нефтепровода Наименование объекта основных фондов Количество Балансовая стоимость, руб. Годовая норма амортизации, % Сумма амортизации, руб./смену одного объекта всего Автомобиль КАМАЗ 1 3850000 3850000 10 77000 Итого 3850000 3850000 77000 На основании вышеперечисленных расчетов затрат определяется общая сумма прямых затрат на проведение организационно-технического мероприятия (Таблица 11). Таблица 11 – Затраты на проведение очистки нефтепровода Состав затрат Сумма затрат, руб. 1. Материальные затраты 108650,13 2. Затраты на оплату труда 10298 3. Страховые взносы 3110 4. Амортизационные отчисления 77000 Итого основные расходы 199058,13 Составим общую смету затрат на проведение работ по очистке внутренней полости нефтепровода (Таблица 12). Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 49 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение Таблица 12 – Смета затрат на выполнение работ по очистке внутренней полости нефтепровода № п/п Статьи затрат Сумма затрат, руб. 1 Оплата работ, выполняемых соисполнителями 0,00 2 Спецоборудование 0,00 3 Материалы и комплектующие 108650,13 4 Оплата труда 10298,00 5 Страховые взносы в государственные внебюджетные фонды 3110,00 6 Амортизация основных средств 77000,00 7 Накладные расходы 19906 8 Командировки и служебные разъезды 0,00 9 Прочие расходы, в т.ч.: 0,00 9.1 Оплата транспортных услуг 0,00 9.2 Оплата услуг связи 0,00 9.3 Коммунальные услуги 0,00 10 Итого собственных затрат |