методичка. Поляков методичка по оформлению. Программа для чтения pdfфайлов. Загл с этикетки диска
 Скачать 3.37 Mb.
|
|
два воз- можных варианта предварительного расчета: - Вариант № 1 частный. Используется приблизительная глубина заложе- ния нефтепровода (Пример № 2.1.1). В этом случае расчет плотности и кине- матической вязкости при расчетной температуре нефти проводится до выбо- ра трех конкурирующих вариантов наружного диаметра трубы; - Вариант № 2 общий. Вначале выбираются три конкурирующих вариан- та наружного диаметра (Таблица № 3.2.1). Затем для каждого из вариантов наружного диаметра выполняется расчет по последовательности, представ- ленной на рис.№ 3.3.3. Определение величины суммарных потерь напора на расчетном участке – правой части уравнения баланса напоров – позволяет и требует перейти к следующему этапу технологического проектирования – определению техно- логического оборудования, передающего энергию нефти (формализации ле- вой части уравнения баланса напоров). 65 Задание на проектирование – {Q,L, , } Технологическое проектирование (предварительный расчет) – определение трех вариантов наружного диаметра трубы D н D н1 D н2 D н3 w 1 Скорость нефти (3.2.6) w 2 w 3 Число Рейнольдса (2.3.12) Re 1 Re 2 Re 3 Коэффициент гидравлического сопротивления Инженерные изыскания – {z(x),T} Среднегодовое значение плотности (2.1.9) р 1 р 2 р 3 Кинематическая вязкость 1 2 1 Секундная пропускная способность (2.1.11) Q c 1 Q c 2 Q c 3 1 2 3 Гидравлический уклон (2.3.11) i 1 i 2 i 3 Суммарные потери напора Н 1 Н 2 Н 3 Рис.№ 3.3.3.Схема общей последовательности действий в рамках технологического проектирования – предварительный расчет суммарных потерь напора. Сформулируем основные результаты Части 3, соответствующие унифи- цированной постановке технической задачи (§1.1): 66 1.В качестве уравнения энергетического баланса (Часть 2) при проекти- ровании МН используется уравнение баланса напоров. 2.Формализована правая часть уравнения баланса напоров – суммарные потери напора на расчетном участке нефтепровода (3.1.1). 3.Определены значения части аргументов и параметров (1.1.3) функции эффективности (1.1.2) – правой части уравнения баланса напоров. Следующий шаг формализации функции эффективности (1.1.2) для про- ектной пропускной способности нефтепровода – левой части уравнения ба- ланса напоров – рассмотрим далее. 67 ЧАСТЬ 4.ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭНЕРГИИ, ПЕРЕДАВАЕМОЙ НЕФТИ. 4.1.Определение числа нефтеперекачивающих станций. Основные параметры для проектирования НПС. Классификация НПС по функциональным особенностям. Головные и промежуточные НПС. Головная насосная станция. Пункт проектируемого магистрального нефтепровода начальный. Резервуарный парк. Резервуар. Типовая технологическая схема головной НПС. Промежуточная НПС с емкостью. Типовая технологическая схема промежуточной НПС. Технологический трубопровод. Узел пуска- приема очистных устройств и средств диагностики. Очистное устройство. Схема перекачки нефти через резервуар. Схема перекачки нефти с под- ключённым резервуаром. Схема перекачки нефти из насоса в насос. Постан- ционная схема перекачки. Магистральная насосная станция. Магистральный насос. Насосная перекачивающая станция. Определение количества станций по заданному объему перекачки и давлениям. Уравнение баланса напоров. Давление рабочее на выходе НПС. Давление рабочее на выходе МНС. Дав- ление рабочее допустимое на выходе МНС. Давление рабочее допустимое на выходе НПС. Проектное рабочее давление на выходе НПС. Максимальный напор в линии нагнетания НПС. Выбор варианта основных показателей. Завершение предварительного расчета нефтепровода. Результат предварительного расчета. Определение в Части 3 величины объема теряемой в ЛЧ МН энергии (3.1.1) – правая часть уравнения баланса напоров – позволяет перейти к про- ектированию работы НПС – левая часть уравнения баланса напоров (§3.1). Согласно §2.1 в качестве основного показателя МН при технологиче- ском проектировании указана проектная пропускная способность нефтепро- вода. Поэтому первым основным параметром для проектирования НПС ука- зана именно пропускная способность МТ. Основные параметры для проек- тирования НПС [22]: а) пропускная способность МТ по этапам развития проекта МТ. б) проектный срок службы НПС; в) природно-климатические условия: г) основные показатели по генплану: д) проектная кинематическая вязкость нефти; е) проектная плотность нефти; ж) коэффициент неравномерности перекачки; и) минимальное давление на входе НПС; к) проходящее давление на НПС; л) проектное рабочее давление на выходе НПС; м) давление насыщенных паров нефти; н) температура застывания нефти; п) массовая доля серы в нефти; 68 р) информация об имеющейся инфраструктуре района строительства (сети водоснабжения, электроснабжения, канализации, постоянные и вре- менные дороги и другие коммуникации и сооружения); с) способ регулирования давления на НПС. По функциональным особенностям НПС должны классифицировать- ся на головные и промежуточные. Головная НПС [8] – НПС с резервуар- ным парком, имеющая технологическую схему, позволяющую работать только по схеме “Через резервуары” или “С подключенными резервуарами”. Головная насосная станция [24] – насосная станция, с резервуарным пар- ком, расположенная непосредственно в начале магистрального нефтепрово- да, осуществляющая прием нефти от поставщиков, ее хранение и транспор- тировку по магистральному нефтепроводу. Пункт проектируемого маги- стрального нефтепровода начальный [19] – головная нефтеперекачиваю- щая станция или промежуточная нефтеперекачивающая станция с ёмкостью. На рис.№ 4.1.1 и рис.№ 4.1.2 приведены внешний вид головной НПС и типовая технологическая схема головной НПС соответственно. Рис.№ 4.1.1.Внешний вид головной НПС. Резервуарный парк (РП) [8] – комплекс взаимосвязанных резервуаров и связанного с ним технологического оборудования, предназначенный для приема, накопления и сдачи нефти/нефтепродуктов. Резервуар (для нефти/нефтепродуктов) [8] – сооружение, предназначенное для приема, накопления и сдачи нефти/нефтепродуктов. Резервуары в ряде случаев мож- 69 но использовать для измерения объема и/или хранения нефти/нефтепродуктов. РП устанавливаются на НПС, расположенных на границе технологиче- ского участка, и в местах перераспределения потоков. Рис.№ 4.1.2.Типовая технологическая схема головной НПС. Промежуточная НПС [8] – НПС без резервуарного парка, имеющая технологическую схему, позволяющую работать только по схеме “Из насоса в насос”. Промежуточная НПС с емкостью [8] – НПС с резервуарным пар- ком, имеющая технологическую схему, позволяющую работать по схеме “Из насоса в насос”, “Через резервуары” или “С подключенными резервуарами”. На рис.№№ 4.1.3 4.1.5 приведены внешний вид промежуточной НПС, технологическая схема действующей промежуточной НПС и типовая тех- нологическая схема промежуточной НПС соответственно. В общем случае технологическая схема действующей промежуточной НПС (рис.№ 4.1.4) может отличаться от приведенной на рис.№ 4.1.5 типовой технологической схемы промежуточной НПС. В частности, технологической обвязкой (системой технологических трубопроводов), обеспечивающих по- следовательное или параллельное соединение магистральных насосов, резер- вуаров (на промежуточных НПС с емкостью), наличием или отсутствием уз- ла пуска-приема очистных устройств и средств диагностики линейной части МН. 70 Рис.№ 4.1.3.Внешний вид промежуточной НПС. Рис.№ 4.1.4.Технологическая схема действующей промежуточной НПС. Рис.№ 4.1.5.Типовая технологическая схема промежуточной НПС. Технологический трубопровод (магистрального трубопровода) [8] – трубопровод для нефти/нефтепродукта, входящий в состав площадочного объекта магистрального трубопровода. Узел приема средств очистки и диагностики [8] – производственная площадка с комплексом взаимосвязанного оборудования, предназначенного для проведения технологических операций по приему и извлечению внут- ритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирую- щих устройств из магистрального трубопровода. Узел пуска средств очист- ки и диагностики [8] – производственная площадка с комплексом взаимо- связанного оборудования, предназначенного для проведения технологиче- ских операций запасовке и пуску внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств в потоке перекачиваемого продукта в маги- стральный трубопровод. Очистное устройство (трубопровода) [8] с - внут- ритрубное устройство, предназначенное для проведения очистки внутренней полости и стенок трубопровода от парафина и асфальтосмолопарафиновых отложений, посторонних предметов, механических примесей. Схема перекачки нефти через резервуар [22] – схема перекачки нефти, при которой приём нефти производится в одну группу резервуаров, откачка нефти ведётся из другой группы резервуаров. Схема перекачки нефти с подключённым резервуаром [22] – схема перекачки нефти, при которой при- ём и откачка нефти производится через один и тот же резервуар или группу резервуаров. Схема перекачки нефти из насоса в насос [22] – схема пере- качки нефти, при которой необходимое давление для безкавитационной ра- боты на входе насосов промежуточных НПС обеспечивается за счет остаточ- ного давления, развиваемого предыдущей НПС. В отдельных случаях применяется еще одна схема перекачки – постан- ционная. Нефть с предыдущей станции номер (k – 1) поступает в (принима- ющий) резервуар на станции номер k. Из (расходного) резервуара станции номер k нефть уходит на станцию номер (k + 1). Принцип работы схем пере- качки показан в [30]. Но в любом случае обязательным элементом типовой технологической схемы головной и промежуточной НПС является цех (насосная станция) с установленными на нем магистральными насосными агрегатами – оборудо- ванием, непосредственно выполняющими передачу энергии нефти (рис.№ 4.1.2, рис.№ 4.1.4 и рис.№ 4.1.5). Магистральная насосная станция (МНС) [8] – сооружение, входящее в состав НПС и предназначенное для повышения давления трубопровода с помощью магистральных насосных агрегатов. Магистральный насос [8] – насос, предназначенный для перекачки нефти/нефтепродуктов между площа- дочными объектами по линейной части магистрального трубопровода. Насосная перекачивающая станция [8] – объект магистрального трубопро- вода, предназначенный для создания и поддержания давления в трубопрово- де в пределах (1.1.4) установленных в проектной документации значений па- раметров технологического режима транспортировки нефти/нефтепродуктов. 73 На рис.№ 4.1.6 приведен внешний вид магистральной насосной станции (МНС). Рис.№ 4.1.6.Магистральная насосная станция. Здесь необходимо отметить, что паспортными характеристиками насоса являются развиваемый напор (величина роста напора – объем переданной нефти энергии) и подача (§4.4). Увеличение же напора нефти в насосе проис- ходит путем увеличения пьезометрического напора (§3.2) за счет увеличения величины давления. Это и является причиной некоторого разночтения между приведенными выше определениями насосных станций (станции предназна- чены для повышения давления) с одной стороны и паспортной характеристи- кой и, как будет показано далее, уравнением баланса напоров (насосы и НПС предназначены для повышения напора) с другой стороны. В [24] приводится методика определения требуемого количества насос- ных станций по заданному объему перекачки и давлениям на входе/выходе НПС. Возможное количество НПС определяется по формуле [24] n = h H h h z L i , (4.1.1) где z – разность высотных отметок начала и конца нефтепровода, [м], (рис.№ 1.3.2); h рп – требуемый избыточный напор в конечном пункте техно- логического участка, [м]; h – минимальный требуемый напор перед проме- 74 жуточной НПС (в точке подключения входного трубопровода НПС к маги- стральному трубопроводу), [м]; Н – напор на выходе НПС, [м]. На рис.№ 4.1.7 приведен магистральный насос серии МН. Рис.№ 4.1.7.Магистральный насос серии МН. В рамках предварительного расчета (§3.2) значениями h рп и h в (4.1.1) можно пренебречь. Тогда количество НПС определяется по упрощенной формуле n = H z L i 02 1 . (4.1.2) Числитель в (4.1.2) определяется по формуле (3.3.14). Следовательно, для определения количества НПС по формуле (4.1.2) необходимо знание знаменателя – напора на выходе НПС (или с учетом (3.2.1) – давления на вы- ходе НПС). Из формулы (4.1.1) следует, что [24] формулирует уравнение баланса напоров и, следовательно, левую его часть – объем передаваемой нефти энергии – в виде n H – n h = i L + z + h рп – h (4.1.3) или в упрощенном варианте из (4.1.2) n H = 1.02 i L + z. (4.1.4) Давление рабочее на выходе НПС [19] – избыточное давление в нефте- проводе в точке после регулятора давления (при его наличии) на выходе ма- гистральной насосной станции для проектного режима перекачки, обеспечи- 75 вающего расчетную пропускную способность нефтепровода для рассматри- ваемого этапа развития. Примечание – давление рабочее на выходе НПС не может превышать допустимого рабочего давления на выходе магистральной насосной станции (с учетом разности высотных отметок). Рабочее давление на выходе НПС [8] – максимальное из всех предусмотренных в проектной документации стационарных режимов перекачки избыточное давление на линейной части магистрального трубопровода в точке подключения проме- жуточной НПС. Давление рабочее на выходе МНС [8,19] – избыточное давление в нефтепроводе в точке до регулятора давления (при его наличии) на выходе магистральной насосной станции для проектного режима перекачки, обеспе- чивающего расчетную пропускную способность нефтепровода для рассмат- риваемого этапа развития. Примечание – давление рабочее на выходе МНС не может превышать допустимого рабочего давления на выходе МНС. Давление рабочее допустимое на выходе МНС [19] – давление в нефтепроводе в точке до регулятора давления (при его наличии) на выходе магистральной насосной станции, принимаемое минимальным из двух значе- ний: - 80 [%] от испытательного давления секции на прочность (для участков категорий I – III), 66.7 [%] от испытательного давления секции на прочность (для участков категории «В»); - несущая способность секции трубопровода (§4.2). Давление рабочее допустимое на выходе НПС [19] – давление в нефтепро- воде в точке после регулятора давления (при его наличии) на выходе маги- стральной насосной станции. Допустимое рабочее давление на выходе НПС [8] – максимальное избыточное давление в трубопроводе в точке, располо- женной после регулятора давления, установленного на выходе МНС, при его наличии, определяемое в соответствии с действующими нормами с учетом фактической несущей способности секций ЛЧ МТ и результатами испытаний на прочность. Для предварительных расчетов при выборе параметров магистральных нефтепроводов и проектного рабочего давления на выходе НПС следует ру- ководствоваться данными, приведенными в Таблице № 4.1.1 [23]. Таблица № 4.1.1. Параметры магистральных нефтепроводов. Производительность Диаметр Рабочее нефтепровода, (наружный), давление [млн.т год -1 ] [мм] [МПа] [кгс см -2 ] 0.7 ÷ 1.2 219 8.8÷9.8 90÷100 1.1 ÷ 1.8 273 7.4÷8.3 75÷85 1.6 ÷ 2.4 325 6.6÷7.4 67÷75 2.2 ÷ 3.4 377 5.4÷6.4 55÷65 3.2 ÷ 4.4 426 5.4÷6.4 55÷65 4 ÷ 9 530 5.3÷6.1 54÷62 76 7 ÷ 13 630 5.1÷5.5 52÷56 11 ÷ 19 720 5.6÷6.1 58÷62 15 ÷ 27 820 5.5÷5.9 56÷60 23 ÷ 55 1020 5.3÷5.9 54÷60 41 ÷ 90 1220 5.1÷5.5 52÷56 В [19] указана классификация НПС с проектным рабочим давлением до 7.5 [МПа] и 10.0 [МПа]. Согласно Таблице № 3.2.1 пропускная способность нефтепровода опре- деляет выбор диаметра нефтепровода. От диаметра нефтепровода зависит потеря напора на трение (3.1.2) и, следовательно, количество НПС (4.1.2). Пример № 4.1.1. Расчет числа нефтеперекачивающих станций. Из Таблицы № 4.1.1 по величине производительности нефтепровода 50 [млн.т.∙год -1 ] и наружному диаметру 1020 [мм] находим рабочее давление на выходе НПС, равное 5.9 [МПа]. Максимальный напор в линии нагнетания НПС определяется по фор- муле H НПС = g p РАБ . (4.1.5) Для проектируемого нефтепровода H НПС = g p РАБ = 81 9 95 849 10 9 5 6 = 707.70 [м], где р раб – проектное рабочее давление. Количество НПС находим по формуле (4.1.2) с учетом суммарных по- терь напора, найденных в Примере № 3.3.1, n = НПС H z L i 02 1 = 6 707 4 3344 = 4.73. Найденное количество НПС обычно не является целым и, следовательно, округляется до целого значения. В общем случае округление может быть как в большую, так и в меньшую сторону. При округлении числа НПС в большую сторону количество передавае- мой нефти энергии превысит количество теряемой энергии в ЛЧ. В этом слу- чае потребуется применение различных вариантов снижения передаваемой нефти энергии. При округлении числа НПС в меньшую сторону количество теряемой нефтью энергии превысит количество энергии, полученной нефтью от НПС. В этом случае потребуется применение различных вариантов сни- жения потери энергии в ЛЧ. Возможна также комбинация – одновременное изменение работы НПС и ЛЧ. Из вышесказанного следует необходимость конкретизации этапа “Тех- нологическое проектирование” – предварительный расчет (§3.2) – в пред- ставленной на рис.№ 3.3.2 последовательности действий (рис.№ 4.1.8): 77 - по пропускной способности (производительности) и диаметру нефте- провода определяем проектное рабочее давление (Таблица № 4.1.1); Задание на проектирование – {Q,L, , } Технологическое проектирование (предварительный расчет) – определение трех вариантов внешнего диаметра трубы D н D н1 D н2 D н3 n 1 Определение числа НПС n (4.1.2) n 2 n 3 Расчет коммерческого показателя вариантов S 1 S 2 S 3 Определение |