Технологическая часть
 Скачать 7.62 Mb.
|
|
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ХАРАКТЕРИСТИКА УЧАСТКА МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА «ГОРЬКИЙ-ЯРОСЛАВЛЬ» Нефтепровод Горький-Ярославль диаметром 820 мм предназначен для перекачки нефтей Ромашкинского месторождения на перерабатывающие заводы г.Ярославль, г.Москвы, г.Кириши. Строительство и ввод нефтепровода в эксплуатацию осуществлен в 1964 г. по проекту института «Гипротрубопровод» Нефтепровод находится в ведении Горьковского РНУ ОАО «Верхневолжскнефтепровод» и Ярославского РНУ ООО «Балтнефтепровод», проходит по территории Кстовского, Богородского, Павловского районов Нижегородской области, Гороховецкого, Вязниковского, Кировского районов Владимирской области, Савинского, Лежневского, районов Ивановской области и Бурмаковского района Ярославской области. Нефтепровод проложен в одном техническом коридоре с линиями телемеханики, технологической связи и вдольтрассовой линии электроснабжения. С 51 км трассы нефтепровод проходит в одном техническом коридоре с магистральным нефтепроводом Сургут-Полоцк. На всем протяжении нефтепровода параллельно ему проходит газопровод Горький-Череповец. Трасса нефтепровода проходит по пересеченной местности, частично заболоченной и заселенной, пересекает множество рек и ручьев, относящихся к бассейнам рек Волга, Ока, и Клязьма. Всего нефтепровод пересекает 37 рек и ручьев, 32 автодороги (грунтовые и с твердым покрытием) и 8 железных дорог. Ответвлений нефтепровода по трассе нет. Протяженность резервных ниток на водных переходах рек составляет: р.Ока - 2,34 км. (перегон ЛПДС Староликеево - НПС Степаньково) р.Суворощь – 0,8 км. (перегон НПС Степаньково - НПС Филино) р. Клязьма – 3,3 км. (перегон НПС Филино – НПС Залесье). Основные характеристики нефтепровода Горький-Ярославль представлены в таблице 1.1 Таблица 1.1 – Общая характеристика нефтепровода Горький-Ярославль
В начале эксплуатационного участка Староликеево-Ярославль нефтепровода Горький-Ярославль расположена ЛПДС «Староликеево». 1.2. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ В зависимости от оснащенности нефтеперекачивающих станций возможны четыре системы перекачки: постанционная; через резервуар НПС; перекачка с подключенным резервуаром; перекачка из насоса в насос. При постанционной (порезервуарной) перекачке нефть поочередно принимают в один из резервуаров НПС, а откачивают из другого.  Рисунок 1- Постанционная перекачка нефти Эта система позволяет достаточно точно учитывать перекачиваемую нефть по замерам уровня в резервуарах. Основные недостатки – большие потери от испарения при заполнении-опорожнении резервуаров (потери от «больших дыханий»), а также значительная металлоемкость. П  ри перекачке через резервуар НПС нефть от предыдущей станции поступает в резервуар, который служит буферной емкостью, и одновременно из него откачивается. Рисунок 2 – Перекачка через резервуар НПС Перемешивание нефти в резервуаре приводит к значительным потерям от испарения. П   ри перекачке с подключенным резервуаром нефть через резервуар не проходит, поскольку он соединен с отводом от всасывающей линии станции. Рисунок 3 – Перекачка с подключенным резервуаром Уровень в резервуаре изменяется незначительно в зависимости от величины разности расходов, которые обеспечивают данная и предыдущая НПС. При равенстве этих расходов уровень нефти остается практически неизменным. Потери от испарения определяются суточными колебаниями температур (потери от «малых дыханий»). Система перекачки «из насоса в насос» осуществляется при отключении резервуаров промежуточных НПС. Их используют только для приема нефти из трубопровода в случае аварий или ремонта. При отключенных резервуарах исключаются потери от испарения и полностью используется подпор, передаваемый от предыдущей НПС. Однако работа НПС становится зависимой от работы других станций. ГНПС и КП работают по системе постанционной перекачки; Промежуточные НПС работают по системе «из насоса в насос»; На границе эксплуатационных участков НПС могут работать по системам перекачки с подключенными резервуарами или постанционной.  Рисунок 3 – Прохождение нефти по нефтепроводу В состав технологического оборудования НПС входит: - Оборудование линейной части и технологических трубопроводов НПС. - Магистральные насосы с задвижками, схемами управления и защиты. - Подпорные насосные агрегаты с задвижками (на головной ЛПДС) - Технологические задвижки НПС и линейной части - Резервуары с запорной арматурой (на головной ЛПДС) - Узлы учета нефти (на головной ЛПДС). - Система электроснабжения, с трансформаторной подстанцией (ТП) и распределительным устройством (РУ). - Оборудование систем автоматического пожаротушения. - Системы автоматического регулирования и защиты нефтенасосных. - Система гашения ударной волны «Аркрон». - Линейная и станционная телемеханика. - Локальные вычислительные сети. 1.3. ОБОРУДОВАНИЕ НАСОСНОГО ЦЕХА К основному оборудованию НПС относятся насосы и их привод. Для перекачки нефти по МНП разработан ряд центробежных насосов серии НМ   Q – 125…710 м3/ч; Q – 1250…10000 м3/ч; Н – 550…280 м. Н – 260…210 м. а) б) Рисунок 4 - Виды насосов: а) секционные (многоступенчатые); б) спиральные (одноступенчатые) Подпорные насосы предназначены для обеспечения бескавитационных условий работы основных магистральных насосов. Ими оборудуются НПС с резервуарными парками (ГНПС и НПС на границах эксплуатационных участков). В качестве подпорных насосов применяются насосы серии НМП и НПВ. Для вновь проектируемых нефтепроводов предпочтительнее использовать насосы серии НПВ, устанавливаемые на открытой площадке.  Q – 125…5000 м3/ч; Н – 60…120 м. Рисунок 5 – Подпорный насос Виды соединения насосов: 1) Параллельное соединение подпорных насосов  Рисунок 6 – Параллельное соединение насосов 2) Последовательное соединение основных насосов       Рисунок 7 – Последовательное соединение основных насосов 1.4. СИСТЕМА ПОЖАРОТУШЕНИЯ СП 21-104-98 разработан в развитие, дополнение и уточнениетребований СНиП 2.11.03-93 "Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарныенормы" с учетом специфики эксплуатации резервуарных парков на объектах Госкомрезерва России. В соответствии со СНиП 10-01-94 "Система нормативных документов в строительстве. Основные положения" СП 21-104-98 является ведомственным документом для проектирования, реконструкции и технического перевооружения систем пожаротушения в резервуарных парках на объектах Госкомрезерва России. Для защиты резервуарных парков следует предусматривать системы пожаротушения пеной средней кратности, подаваемой на поверхность горючей жидкости, и пеной низкой кратности, подаваемой в слой нефтепродукта или на его поверхность. Резервуары номинальным объемом 5000 м и более следует оборудовать стационарными системами пенного пожаротушения с неавтоматическим пуском (ССПТ). Резервуары номинальным объемом 5000 м и более, используемые для оказания услуг сторонним организациям, должны оборудоваться системами автоматического пожаротушения в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93 "Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы". Для наземных резервуаров номинальным объемом менее 5000 м3 допускается предусматривать системы пенного пожаротушения с использованием передвижной пожарной техники (СПТ). Для вертикальных стальных резервуаров (РВС) со стационарной крышей следует применять стационарные системы пожаротушения (ССПТ) и системы пожаротушения от передвижной техники (СПТ). Стационарная система пожаротушения с неавтоматическим пуском (ССПТ) состоит из насосной станции, резервуаров для воды и пенообразователя, высоконапорных пеногенераторов для получения пены низкой кратности, задвижек с дистанционным приводом, обратного клапана (при проектировании подслойной системы), дозирующей аппаратуры, трубопроводов для подачи раствора пенообразователя к генераторампены, пенопроводов для ввода пены в резервуар и средств автоматизации. Система пожаротушения СТП с использованием от передвижной пожарной техники для подачи пены в резервуары состоит из пенопровода, выведенного заобвалование и оборудованного соединительными головками для подключения пожарных рукавов, обратного клапана (при проектировании подслойной системы), высоко напорного пеногенератора, задвижек. Тушение резервуаров, предназначенных для хранения вязких нефтепродуктов (масла, мазуты), с номинальным объемом 3000 м3 и менее, предусматривается от передвижной пожарной техники. Элементы установок УППС-23 и УППС-46, смонтированные на эксплуатируемых резервуарах со светлыми нефтепродуктами объемом 5000 м3 и более, допускается использовать при проектировании ССПТ с подачей пены низкой кратности под слой нефтепродукта. Узел открытия клапана и сам клапан необходимо демонтировать. Принципиальная схема подачи пены в резервуар, оснащенный стационарной частью УППС приведена на рис. 3 (приложение1). Расчетная площадь тушения пожара в наземных резервуарах со стационарной крышей принимается равной площади горизонтального сечения резервуара. Расчетное время тушения нефтепродуктов в резервуарах пеной с помощью ССПТ и СПТ (при подаче пены в слой продукта) составляет 10 минут. При использовании СПТ с подачей пены средней или низкой кратности на поверхность горючей жидкости, а также при подаче пены с помощью мониторов или пеноподъемников расчетное время тушения следует принимать 15 минут. Расчетное время продолжительности охлаждения наземных резервуаров (горящего и соседних с ним) следует принимать; при тушении с помощью ССПТ - 4 часа; при тушении с помощью СПТ - 6 часов. Принципиальные схемы оборудования пожарных насосных с подачей пенообразователя в напорную и во всасывающую линии водяных насосов приведены на рис.4 и рис.5 (приложение 1). При проектировании систем пожаротушения с применением пенынизкой кратности следует применять отечественные пенообразователи типа"Форэтол", "Универсальный" или зарубежные, прошедшие сертификацию. По условиям их использования и хранения должны быть разработаны рекомендации, согласованные и утвержденные в установленном порядке. Основные характеристики некоторых фторсодержащих пенообразователей приведены в приложении 2. На объекте должен быть 100% резерв пенообразователя, который может использоваться для передвижной пожарной техники. Допускается отдельное хранение резерва пенообразователя от основного запаса. Расчетные запасы пенообразователя и воды на его приготовление для ССП представлены в табл. 1-3 приложения 3. Резервуары с пенообразователем для передвижной пожарной техники, как правило, следует устанавливать в помещении. Допускается установка этих резервуаров вне помещения с автомобильными подъездами при условии поддержания в них температур, соответствующих техническим условиям хранения пенообразователей. Резервуары с пенообразователем следует оборудовать устройствами для заправки пожарной техники. Время заправки пожарной техники не должно превышать 5 минут. Автоматическое дозирование пенообразователя в напорную или во всасывающую линии следует осуществлять насосами-дозаторами. Количество и тип дозирующих устройств следует выбирать в зависимости от выбранной схемы включения, конструктивного исполнения и их технических характеристик. Линия подачи пенообразователя от бака к трубопроводу должна иметь возможно наименьшую протяженность и минимальное число изгибов. Для надежности работы системы дозирования предусматривается технологическое резервирование (установка резервного насоса-дозатора). Дозировка пенообразователя осуществляется в смесительную камеру, устанавливаемую на линии подачи воды. Пенообразователь в смесительную камеру необходимо подавать под давлением, превышающим давление воды не менее, чем на 0,05 МПа. При защите резервуаров, требующих различного количества раствора пенообразователя, напорная линия насосов-дозаторов разветвляется по количеству разных значений требуемых расходов и на каждом ответвлении устанавливается расходная(калибровочная) шайба и вентиль с электроприводом перед ней. После расходной шайбы необходима установка обратного клапана (рис,4 и рис.5, приложение 1). Пожарной сигнализацией следует оборудовать резервуары номинальным объемом 5000 м3 и более. Приемно-контролъные приборы пожарной сигнализации устанавливаются в помещении с круглосуточным пребыванием людей (диспетчерская караульного помещения ВВО). В случае отсутствия круглосуточного контроля за работой пожарной сигнализации необходимо предусматривать автоматический пуск системы пожаротушения. При выборе датчиков следует учитывать недопустимость их ложного срабатывания при воздействии окружающей среды: температуры, влажности, давления, электромагнитных полей, прямых и отраженных солнечных лучей, электрического освещения, запыленности, химического воздействия. Тепловые извещатели должны выбираться и устанавливаться с учетом требований СНиП 2.04.09-84. Допускается использовать датчики инфракрасного излучения или световые. Установку датчиков следует осуществлять, исходя из их технической характеристики и конструктивной особенности защищаемого объекта. Дистанционный запуск ССПТ осуществляется дежурным диспетчером при поступлении сигнала, как минимум, от 2-х датчиков пожарной сигнализации, установленных на резервуаре на разных шлейфах. При поступлении сигнала о пожаре от одного и более датчиков на пульте управления должна загораться соответствующая цифровая индикация, указывающая место установки датчика (датчиков), и подаваться звуковой сигнал. Система управления пенотушением должна быть оснащена устройствами: дистанционного(из диспетчерской караульного помещения ВВО), и местного (из здания насосной) включения насосов подачи раствора пенообразователя; автоматизации залива пожарных насосов; автоматического дозирования количества пенообразователя; автоматического и дистанционного открытия электроприводных запорных устройств в системе подачи раствора пенообразователя к защищаемому объекту и запорных устройств в системе подачи воды; автоматической световой и звуковой сигнализации о возникновении пожара; Схема звуковой сигнализации должна предусматривать возможность отмены звукового сигнала дежурным и повторного включения его при появлении другой аварийной ситуации, а также возможность его проверки. Сети электропитания и автоматики должны выполняться в соответствии с действующими Правилами устройства электроустановок. 2. РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА 2.1 ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ ПРИ РАСЧЕТНОЙ ТЕМПЕРАТУРЕ Расчетную температуру транспортируемой нефти принимают равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчетную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Тогда Тр= 273 - 10° С = 263 К (1) Нефть представляет собой чрезвычайно сложную смесь переменного состава и говорить о константах нефти невозможно, потому что состав и свойства нефти могут существенно изменятся. Но тем не менее для характеристики нефти определение ряда физико-химических свойств имеет весьма важное значение в отношении ее состава и товарных качеств. Плотность принадлежит к числу наиболее распространенных показателей при исследовании нефти. Особое значение этот показатель имеет при расчёте нефтей, занимающих данный объём или определения объема нефтей. Это важно как для расчетно-конструктивных исследований, так и для практической работы на местах производства, транспортировки и потребления нефтей. Величины плотности у нефти весьма различны, они колеблются в пределах 0,77-2,0, хотя в большинстве случаев они укладываются в более узкие пределы 0,83-0,96. Вязкостью или внутренним трением называется свойство, проявляющееся в сопротивлении, которое нефть оказывает при перемещении одной ее части относительно другой под влиянием действия внешней силы. Различают Динамическую и кинематическую связь нефтей. Значение вязкости при характеристике нефтей чрезвычайно велико. Наибольшее значение вязкость имеет при расчете нефтепроводов, при расчетах, связанных с подачей топлива и т. д. Нефть характеризуется не температурами кипения, температурными пределами начала и конца кипения и выходом отдельных фракций, перегоняющихся в определенных температурных интервалах. По результатам перегонки судят о фракционном составе. Определение температурных пределов кипения отдельных фракций нефти, а также определение процентного содержания этих фракций в составе нефти имеет большое значение для определения характеристик этой нефти. Температура вспышки – это температура, при которой нефть, нагреваемая при определенных условиях, выделяет такой количество паров, которое образует с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени. Температурой воспламенения называется та температура, при которой нагреваемый при определенных условиях нефтепродукт загорается и горит не менее 5 секунд. При понижении температуры часть компонентов нефти становятся более вязкими и малоподвижными, растворенные углеводороды могут выделятся в виде кристаллов. Это весьма осложняет товарно-транспортные операции и эксплуатацию нефти при низких температурах. Эту температуру называют температурой застывания. Найдем расчетные значения плотности и вязкости перекачиваемой нефти Расчетная плотность нефти при температуре Т=ТР определяется по формуле  (2).где – температурная поправка, кг/(м3∙К), Сначала по формуле =1,825 – 0,001315293, (3) вычисляем значение температурной поправки =1,825 – 0,001315870=0,6809 кг/(м3∙К); затем расчетную плотность нефти Т=870,0+0,6809(293-263)=890 кг/м3. Расчетную кинематическую вязкость нефти определяем по формуле Вальтера  (4). По известным значениям вязкости определяем коэффициенты Aν и Bν по формулам (5) и (6)   расчетная вязкость по формуле (4) составит  мм2/с.2. Выбор насосного оборудования НПС и расчет рабочего давления Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающих станций производится исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, определяемой при =Т по формуле  (5)где GГ– годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год; – расчетная плотность нефти, кг/м3; Nр – расчетное число рабочих дней в году, Nр=350 суток. kнп – коэффициент неравномерности перекачки, величина которого принимается равной для: трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему kнп =1,05;  м3/ч.В соответствии с расчетной часовой производительностью выбираем насосы: подпорный насос НПВ 3600-90 и магистральный насос НМ 3600-230. Задаваясь наибольшими значениями диаметров рабочих колес D2, определим напоры, развиваемые насосами при расчетной производительности перекачки. Для этого воспользуемся уравнением напорной характеристики насоса  (6), коэффициенты a и b приведены в табл. 2 и 3 приложения.Напор магистрального насоса (D2=460 мм) составит hМ=305,4 - 5,596010–63469,1012=238 м; напор подпорного насоса (D2=610 мм) hП=126,1-2,804010–63469,1012=92 м. Определим рабочее давление при условии, что число последовательно работающих магистральных насосов на НПС mМ=3. По формуле  (7) МПа.Так как рабочее давление превышает допустимое значениеPДОП =6,4 МПа, примем для всех магистральных насосов значение диаметра рабочего колеса D2=430 мм, для которого hМ=282,4 – 8,422110–63469,1012=181 м. В этом случае рабочее давление составит  МПа.Условие PPДОП выполняется. Для дальнейших расчетов примем диаметр рабочего колеса D2=430 мм. 3. Определение толщины стенки трубопровода Наружный диаметр трубопровода составляет D=820 мм. Согласно требованиям СНиП 2.05.06-85*, нефтепроводы диаметром DУ=700 мм и более следует относить к третьей категории (коэффициент условий работы mу=0,9). Примем для сооружения нефтепровода прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки Челябинского тракторного завода, изготавливаемые по ТУ 14-3р-04-94 из стали марки 12ГСБ (временное сопротивление стали на разрыв В=510 МПа; коэффициент надежности по материалу k1=1,4). Так как перекачку нефти предполагается производить по системе «из насоса в насос» и диаметр нефтепровода DУ<1000 мм, согласно СНиП 2.05.06-85* , значения коэффициентов надежности по нагрузке np и надежности по назначению kН принимаются равными соответственно np=1,15 и kН=1. Определим расчетное сопротивление металла трубы R1 по формуле  (8) МПа.Расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле  (9) P – рабочее давление в трубопроводе, МПа; np – коэффициент надежности по нагрузке; R1 – расчетное сопротивление металла трубы, МПа составляет  мм.Полученное значение о округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной =8 мм. Внутренний диаметр нефтепровода D = Dн – 2. (10) равен D = 820 – 28 =804 мм = 0,804 м. 4. Гидравлический расчет нефтепровода По формуле  (11) где Qс=Q/3600 – расчетная производительность перекачки, м3/с;D – внутренний диаметр, м. вычислим среднюю скорость течения нефти  м/с.Режим течения нефти характеризуется числом РейнольдсаRe  (12), значение которого составляет .По формулам  (14) где  – относительная шероховатость трубы;kЭ – эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния. Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять kЭ=0,2 мм, вычислим значения относительной шероховатости трубы  и переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 :  ; ; .Так как Re1<Re<Re2, режим течения нефти является турбулентным в зоне смешанного трения. Коэффициент гидравлического сопротивления определим по формуле Альтшуля (табл. 4) Таблица - Значения коэффициентов , и m для различных режимов течения жидкости*
*) – значения коэффициентов m и для области смешанного трения турбулентного режима течения получены А. А. Коршаком.  Потери напора на трение в трубопроводе вычислим по формуле Дарси-Вейсбаха  (15)где Lр – расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м; – расчетная кинематическая вязкость нефти, м/с2; – коэффициент гидравлического сопротивления; , m – коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона.  м. Величина гидравлического уклона магистрали вычисляется из выражения  (16) Суммарные потери напора в трубопроводе определяются по формуле H = 1,02h+ z + NЭhост. (17) где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода; h – потери напора на трение, м. z=zК-zН – разность геодезических отметок, м; NЭ – число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400 – 600 км [2]); hост– остаточный напор в конце эксплуатационного участка, который можно принять равным hост =30…40 м. Слагаемое h зависит от скорости течения нефти в трубопроводе. В расчетах принимаем NЭ=2, hост=40 м. Тогда суммарные потери напора составят H = 1,021580+ 39 + 2 40=1730,6 м. 5. Определение числа перекачивающих станцийНеобходимое число нефтеперекачивающих станций для условий обеспечения расчетной производительности нефтепровода определим по формуле  (18) .Таблица 1 - Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций
Графически совмещенная характеристика нефтепровода и нефтеперекачивающих станций приведена на рис. 1.  Рис.3. Совмещенная характеристика нефтепровода при циклической перекачке 1 – характеристика нефтеперекачивающих станций до отключения части насосов; 2 – характеристика нефтеперекачивающих станций после отключения части насосов; 3 – характеристика трубопровода При округлении числа ПС в большую сторону (n=3) рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающих станций (n=3; mM=3; рабочая точка A2) определим значение расхода Q2=3512 м3/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу (n=3; mM=2), то рабочая точка совмещенной характеристики переместится в положение A1, и нефтепровод будет работать с производительностью Q1=3064 м3/ч. Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений  (19)где VГ – плановый (годовой) объем перекачки нефти, VГ=24NрQ; τ1, τ2 – продолжительность работы нефтепровода на первом и втором режимах. Значения Q1 и Q2 определяются графически из совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающих станций (рис.3). Решение системы (19) сводится к вычислению времени 1 и 2  .Так как выполняется условие Q1<Q<Q2, по формуле (19) рассчитаем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2  ч;  ч.2.2 Подбор насосно-силового оборудования 2.3 Гидравлический расчет числа перекачивающих станций и их расстановка на профиле трассы | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
