методичка. Поляков методичка по оформлению. Программа для чтения pdfфайлов. Загл с этикетки диска
 Скачать 3.37 Mb.
|
|
нефтепровод магистральный (нефтепродуктопровод) – единый производ- ственно-технологический комплекс, состоящий из трубопроводов и связан- ных с ними перекачивающих станций, а также других технологических объ- ектов, соответствующих требованиям действующего законодательства Рос- сийской Федерации в области технического регулирования, обеспечиваю- щий: 31 - транспортировку. Транспортировка нефти(нефтепродуктов) [7] – со- вокупность операций, включающая в себя операции приема нефти (нефте- продукта) на начальном приемо-сдаточном пункте, перекачку по системе ма- гистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов), сдачу на конечном приемо-сдаточном пункте, слив, налив и перевалку. Приемо-сдаточный пункт (ПСП) [7] – пункт по учету количества и оценке качества нефти (нефтепродуктов), на котором подразделения принимающей и сдающей нефть (нефтепродукты) сторон выполняют операции приема-сдачи нефти (нефтепродуктов); - приемку. Прием (сдача) нефти(нефтепродукта) – процесс приема- передачи нефти (нефтепродукта) между организациями в соответствии с дей- ствующими положениями [7]; - сдачу нефти (нефтепродуктов), соответствующих требованиям действующих в Российской Федерации нор- мативных документов, от пунктов приема до пунктов сдачи потребителям или перевалку на другой вид транспорта. Как отмечено в определении, единый производственно-технологический комплекс МН обязан соответствовать требованиям действующего законода- тельства Российской Федерации в области технического регулирования. По- этому формирование технологии проектирования начинаем (§1.2), прежде всего, с представления Иерархической системы нормативно-правовых актов, действующих на территории России, и Иерархической системы применения нормативных документов ПАО “Транснефть” в процессе проектирования МН. Таким образом, МН – комплекс различных объектов, связанных выпол- нением единого технологического процесса. Объект магистрального тру- бопровода [7] – производственный комплекс (часть магистрального трубо- провода), который может включать трубопроводы, здания, основное и вспо- могательное оборудование, установки и другие устройства, обеспечивающие его безопасную и надежную эксплуатацию. Выбор основного определяющего количественного показателя S проек- тируемой сложной системы различных объектов, связанных выполнением единого технологического процесса, – тема отдельного исследования. В рам- ках данного курса ограничимся констатацией, что в России основным видом коммерческой деятельности нефтепроводной системы является предо- ставление услуг по транспортировке. Услуга по транспортировке нефти (нефтепродуктов) [8] – совокупность взаимосвязанных и технологически не- разрывных видов деятельности, включающая в себя перекачку нефти (нефте- продуктов) по магистральному нефтепроводу (нефтепродуктопроводу), вы- полнение заказа, диспетчеризацию, перевалку, слив, налив, прием и сдачу транспортируемой нефти (нефтепродуктов) потребителям. И в данном аспек- те характеризующим количественным показателем трубопроводной системы является количество объема или массы продукта, транспортируемого (до- ставленного в заданную точку на расстояние L) в единицу времени, – соот- ветственно объемный Q 32 Q = w 4 2 D (2.1.1) или массовый М М = Q (2.1.2) расходы. В (2.1.1) D вн – внутренний диаметр трубы; средняя по сечению скорость нефти w – отношение объемного расхода к площади живого сечения нефте- провода, [м с -1 ], [7]; – плотность нефти, [кг м -3 ], [24]. Внутренний диаметр трубы определяется по формуле D вн = D н – 2 н , (2.1.3) где D н – наружный диаметр трубы, н – номинальная толщина стенки трубы. Толщина стенки [19] – разница между наружным и внутренним радиу- сом трубы. Номинальная толщина стенки [19] – толщина, указанная в межгосударственных и национальных стандартах Российской Федерации, технических условиях и спецификациях на трубы. Основанием для выполнения проектно-изыскательских работ (ПИР) яв- ляется задание на проектирование, которое разрабатывается заказчиком в со- ответствии с требованиями [11] и передается проектной организации [19]. В соответствии с (2.1.1) (2.1.2) исходные данные, включаемые в зада- ние на проектирование [19] или основные показатели МН [20] содержат: - наименование и место расположения начального и конечного пунктов магистрального трубопровода – длину L; - объемы перекачки нефти, млн. т/год, при полном развитии – массовый расход М; - характеристика нефти по кинематической вязкости при трех значени- ях температуры 0 [°С], 20 [°С], 50 [°С] и по плотности нефти для двух зна- чений температур 20 [°С] и 50 [°С]. В специальной литературе, например, в журнале OGJ сообщение о про- екте МН представляет собой именно набор данных {Q,L, , }. (2.1.4) Поскольку количественным показателем предоставленной трубопровод- ной системой услуги является расход, математической основой техноло- гии проектирования МН является решение задачи (1.1.1)÷(1.1.4) для функ- ции расхода Q Q min ≤ Q = Q(х 1 ,х 2 ,х 3 ,…,х k ,…,х n ) Q max . (2.1.5) Согласно сформулированной в §1.1 Унифицированной постановке тех- нической задачи вторым шагом является определение требуемого значения показателя процесса или объекта – диапазона его возможного изменения (1.1.1). Диапазон (2.1.5) возможного изменения расхода определяется соот- ветствующими юридическими документами, формируемыми при заключе- нии договора. В соответствии с [20] в качестве основного показателя МН при техно- логическом проектировании указана проектная пропускная способность 33 нефтепровода по участкам трассы с учетом путевых подкачек и отборов нефти. Пропускная способность магистрального трубопровода [8] – способ- ность магистрального трубопровода за определенный период времени транс- портировать объем нефти/нефтепродуктов, определенный с учетом физико- химических свойств нефти/нефтепродуктов, а также установленного обору- дования и технического состояния трубопровода. Проектная пропускная способность магистрального трубопровода [8] – заданный объем нефти/нефтепродуктов, который должен транспортировать магистральный трубопровод в течение годового фонда времени при проектных параметрах перекачиваемой нефти/нефтепродуктов. Пропускная способность нефте- провода проектная [24] – объем нефти, с заданными характеристиками, ко- торый должен перекачиваться по МН в единицу времени (час, сутки, месяц, год), чтобы в течение годового фонда рабочего времени перекачать опреде- ленный в задании объем нефти. Способность пропускная нефтепровода проектная [20] – заданный объем нефти, который должен пропустить нефтепровод в течение годового фонда времени при проектных параметрах перекачиваемой нефти (вязкость, плотность). В нормативной документации по проектированию МН также определе- ны: - расчетная пропускная способность магистрального трубопровода [8] – максимальный расчетный объем нефти/нефтепродукта, который может транспортировать магистральный трубопровод в единицу времени при про- ектных параметрах перекачиваемой нефти/нефтепродуктов; - пропускная способность нефтепровода расчетная [24] – максималь- ный объем нефти, который может перекачиваться по МН в единицу времени (час, сутки, месяц, год) при расчетной плотности и вязкости нефти и при ис- правном оборудовании. - способность пропускная нефтепровода расчетная [20] – максималь- ный расчётный объем нефти, который может пропустить нефтепровод в еди- ницу времени при проектных параметрах нефти (вязкость, плотность). Расчетная часовая пропускная способность нефтепровода Q ч [м 3 ч -1 ] должна определяться по формуле [19,20] Q ч = 8400 10 6 G k , (2.1.6) где G – заданный объем перекачки (проектная пропускная способность) для соответствующего этапа развития МН, млн. т/г (определяется в за- дании на проектирование); k нп – коэффициент неравномерности перекачки; – проектная плотность нефти, [т м -1 ]. При определении расчётной пропускной способности режим работы маги- стральных нефтепроводов должен приниматься непрерывным, круглосуточ- ным. Расчетное время работы магистрального нефтепровода (фонд рабочего времени) с учетом остановок на регламентные и аварийно- 34 восстановительные работы должно приниматься равным 8400 часов или 350 дней в году [18,19]. Заданный объем перекачки G определяется по формуле [18] G = 12 1 12 8400 i i q k , (2.1.7) где q i – пропускная способность нефтепровода по каждому месяцу должна определяться для заданных значений давлений на выходе НПС при расчетных значениях вязкости и плотности; k н – коэффициент неравномерности перекачки. Расчетная суточная пропускная способность нефтепровода Q с [м 3 сут -1 ] должна определяться по формуле [19] Q с = 350 10 6 G k нп . (2.1.8) Коэффициент неравномерности перекачки [18,24] – коэффициент, по- казывающий, во сколько раз пропускная способность МН может превышать в отдельные периоды проектную производительность. Значение коэффици- ента неравномерности перекачки определяется в техническом задании на проектирование, исходя из особенностей эксплуатации МН: - для проектируемого МН, идущего параллельно с другими МН и обра- зующими систему – 1.05; - для проектируемого однониточного нефтепровода, по которому нефть подается к нефтеперерабатывающему заводу (НПЗ), а также для однониточ- ного нефтепровода, соединяющего существующие нефтепроводы – 1.07; - для проектируемого однониточного нефтепровода, подающего нефть от пунктов добычи к системе нефтепроводов – 1.10; - для действующего нефтепровода – 1.0. Проектная пропускная способность определяется при среднегодовых значениях плотности, полученных при расчетной температуре нефти по каж- дому месяцу по формуле, [19] р = 12 12 1 i i , (2.1.9) где i – среднемесячная плотность нефти по каждому месяцу. По [18] годовая пропускная способность определяется по годовой рас- четной плотности, полученной при расчетной температуре нефти по каждому месяцу по формуле (2.1.9). По [18] i – расчетная плотность нефти по каждо- му месяцу. Расчетная плотность нефти [18,24] – плотность нефти, определяемая при расчетной температуре нефти. Расчетная температура нефти [18,24] – минимальная температура нефти в данной точке трубопровода, определяе- мая по среднемесячной температуре грунта на глубине оси трубопровода. Зависимость плотности нефти от температуры определяется формулой (например, [30]) (T) = 20 [1 + (20 – T)], (2.1.10) 35 где 20 – плотность нефти при 20 [ 0 С], – коэффициент объемного расшире- ния, [ 0 С -1 ]. Значения коэффициента объемного расширения нефти представлены в Таблице № 2.1.1. Таблица № 2.1.1. Значения коэффициента объемного расширения нефти № Плотность нефти , [кг м -3 ] , [ 0 С -1 ] 1 800 819 0.000937 2 820 839 0.000882 3 840 859 0.000831 4 860 879 0.000782 5 880 899 0.000738 6 900 919 0.000693 7 920 939 0.000650 8 940 959 0.000607 9 960 979 0.000568 10 980 999 0.000527 11 1000 1020 0.000490 Как следует из (2.1.9) и (2.1.10), значения исходных данных, в частности, плотности нефти , включаемой в задание на проектирование, зависит от температуры грунта на глубине оси трубопровода. Поэтому для формирова- ния исходных данных необходимо провести инженерные изыскания (§1.3). Именно в рамках инженерных изысканий проводится определение темпера- тур грунта на глубине залегания оси нефтепровода. Измерения температуры грунта выполняются по трассе проектируемого МН. Из вышесказанного следует необходимость формирования технологиче- ской цепочки проектирования – последовательности действий и этапов проектирования и соответствующий им состав служб на стадиях проектиро- вания и эксплуатации – в следующем виде (рис.№ 2.1.1). Задание на проектирование – {Q,L, , } …………………. Инженерные изыскания – {T,z(x)} Рис.№ 2.1.1.Схема общей последовательности действий в технологии 36 проектирования МН. Пример № 2.1.1. Проектируется новый магистральный нефтепровод протяженностью 560.98 [км], по которому предусматривается транспортировка нефти в объе- ме 50 [млн.т.∙год -1 ]. Плотность транспортируемой нефти при 20 [ 0 С] равна 843.6 [кг∙м -3 ]. В соответствие со сказанным выше коэффициент неравномерности пере- качки для проектируемого однониточного нефтепровода принимаем равным 1.05. Тогда расчетная часовая пропускная способность нефтепровода Q ч равна Q ч = 8400 10 6 G k = 8400 10 50 05 1 9 , [м 3 ч -1 ]. Секундная пропускная способность определяется по формуле Q с = 3600 8400 10 6 G k . (2.1.11) Подставив значения, получаем Q с = 3600 8400 10 6 G k = 3600 8400 10 50 05 1 9 , [м 3 с -1 ]. Для предварительного расчета определим расчетное значение плотности нефти на глубине приблизительно 1.5 [м], так как диаметр трубы нефтепро- вода должен быть равен приблизительно 1000 [мм] (радиус трубы – 0.5 [м]), а глубина заложения нефтепровода – около 1 [м]. После окончательного выбо- ра диаметра нефтепровода и глубины заложения значения плотности и вязко- сти нефти будут пересчитаны. Считаем, что распределение температуры по глубине грунта линейное. Распределение среднемесячной температуры грунта на глубине 1.5 [м] при- ведено в Таблице № 2.1.2. Таблица № 2.1.2. Распределение среднемесячной температуры грунта на глубине 1.5 [м]. Месяц Температура Месяц Температура Январь 5.2 Июль 18.0 Февраль 4.4 Август 19.8 Март 3.9 Сентябрь 18.3 Апрель 4.6 Октябрь 14.5 Май 9.5 Ноябрь 10.2 Июнь 14.4 Декабрь 6.9 Расчет производится по среднемесячной температуре по каждому меся- цу. По Таблице № 2.1.1 находим, что плотности транспортируемой нефти, равной 843.6 [кг∙м -3 ] при 20 [ 0 С], соответствует значение коэффициента объ- емного расширения нефти , равное 0.000831 [ 0 С -1 ]. Среднемесячную плот- 37 ность нефти по каждому месяцу определим по формуле (2.1.10). Например, значение плотности нефти в январе равно (T) = 843.6 [1 + 0.000831 (20 – 5.2)] = 853.87 [кг∙м -3 ]. В Таблице № 2.1.3 приведены результаты расчета плотности нефти по каждому месяцу. Таблица № 2.1.3. Значения плотности нефти по каждому месяцу. № Месяц Плотность, [кг∙м -3 ] 1 Январь 853.87 2 Февраль 854.46 3 Март 854.80 4 Апрель 854.32 5 Май 850.86 6 Июнь 847.53 7 Июль 844.93 8 Август 843.67 9 Сентябрь 844.66 10 Октябрь 847.33 11 Ноябрь 850.37 12 Декабрь 853.68 Среднегодовое значение плотности, полученное при расчетной темпера- туре нефти по каждому месяцу, найдем по формуле (2.1.9). р = 12 12 1 i i = 849.95 [кг∙м -3 ]. Тогда секундная пропускная способность равна Q с = 3600 8400 10 6 G k = 3600 95 849 8400 10 50 05 1 9 = 2.0426, [м 3 с -1 ]. Согласно сформулированной в §1.1 Унифицированной постановке тех- нической задачи следующим шагом является формализация функции эффек- тивности (функции расхода) (1.1.2) – формирование набора учитываемых при проектировании процессов, обеспечивающих и сопровождающих технологи- ческий процесс трубопроводного транспорта, и их количественных показате- лей (1.1.3). Поэтому рассмотрим установленную в нормативной документа- ции технологию формирование набора учитываемых при проектировании процессов и их количественных показателей. 2.2.Варианты основного определяющего количественного показателя. Два процесса – технологический и экономический. Экономические (коммерческие) показатели – минимум капитальных вложений в строитель- ство МН, срок окупаемости, приведенные затраты. Последовательность ре- шения. Технологическое и Инженерное проектирование. Категория маги- 38 стрального трубопровода. Иерархия критериев принятия решения. Последо- вательность действий и этапов проектирования. Оптимальная комбинация – минимальное значение экономического показателя. Проектирование под тре- буемое значение экономического показателя. Проектирования под конкрет- ный диапазон изменения нормируемого показателя. З аданный уровень безопасности – номинальная приемлемая вероятность отказа. Отказ. Оценка рисков. Риск. Метод проектирования по коэффициен- там нагрузок и сопротивления – расчет предельных состояний и коэффици- ентов безопасности. Предельное состояние. Конструктивная надежность. Нормативное отличие морского нефтепровода. Отличие технологии проектирования. Согласно [19,20] основные показатели МН должны определяться, исходя из обеспечения проектной пропускной способности. Оптимальные значения показателей должны определяться на основании технико-экономических расчетов по заданному критерию (минимум капитальных вложений в строи- тельство МН, срок окупаемости, приведенные затраты и т.п.) при рассмотре- нии нескольких вариантов. Таким образом, указанные нормативные доку- менты требуют взаимосвязанной постановки задачи (1.1.1) (1.1.4) для |