Расстановка нефтеперекачивающих станций

Нефтетранспортная система Украины Введение.doc

Нефтетранспортная система Украины
При необходимости система нефтепроводов в состоянии в полном объеме обеспечить потребности нефтеперерабатывающих предприятий исходя из их максимальной проектной мощности 50 млн т в год. Работу системы нефтепровода обеспечивает 51 нефтеперекачивающая станция. Всего на нефтеперерабатывающих станциях работает 176 насосных агрегатов общей мощностью 3569 тыс. кВт. Общая емкость резервуарного парка составляет 1085 тыс. м3..
Средний срок эксплуатации магистральных нефтепроводов составляет более 28 лет а первые построенные нефтепроводы работают свыше 40 лет. За время эксплуатации часть магистральных нефтепроводов и технологического оборудования (до 70%) исчерпала свой ресурс физически и морально устарела и требует модернизации.
Указанные сроки эксплуатации нефтепроводов требуют вложения значительных средств (не менее 500 млн грн. ежегодно) для поддержания их в исправном техническом состоянии проведения текущих и капитальных ремонтов выполнения мероприятий по модернизации оборудования и реконструкции. Необходимо довести существующую систему нефтепроводов до состояния которое отвечает международным стандартам что предусматривает внедрение новых технологий и оборудования.
Однако из-за спада транзитных услуг и сильнейшего налогового прессинга особенно усилившегося в прошлом году средств хронически не хватает. Поэтому сложно внедрять новые энергоэффективные технологии насосы с высоким КПД современное оборудование резервуарного парка автоматики телемеханики и т. д. Кроме того необходимо создавать стратегические нефтяные резервы. Нефтяная политика государства должна ориентироваться не на постоянно возникающие риски и угрозы дефицита топлива а на развитие нефтяного комплекса включающего и нефтетранспортную систему.
Транспортные магистрали Украины загружены лишь наполовину такая же ситуация в Чехии Словакии. Загруженность украинских нефтепроводов снизилась по двум причинам. В прошлом году почти на 4% сократился транзит нефти через Украину в страны Европы (Словакию Венгрию и Чехию). Однако более значительным стало резкое падение производства украинских нефтеперерабатывающих заводов в результате объемы прокачки нефти для внутренних потребителей снизились почти на 32%. В недалеком будущем нефтяная политика России станет весомым фактором обеспечения загрузки системы транзитный вектор которой направлен в обход Украины.
Отечественная нефтетранспортная система полностью зависит от России удерживающей монопольное положение в сфере поставок нефти в нашу страну и ее транзита в Европу. В таких условиях мероприятия по диверсификации источников ее поступления должны рассматриваться как ключевой элемент обеспечения национальной безопасности государства.
Географическое расположение Украины позволяет задействовать разнообразные источники поставок нефти независимыми путями из Азербайджана Казахстана Туркменистана стран Ближнего и Среднего Востока и др. при этом существенно усилив роль государства-транзитера между нефтедобывающими странами Каспийского региона и важными рынками сбыта в Европе.
Чтобы избежать гибели мощнейшей в Европе нефтетранспортной системы Украины необходимо обеспечить альтернативные поставки нефти. Для этого в ближайшие годы нужно достроить нефтепровод «Одесса – Броды» до Плоцка. Это станет возможным если потенциальный инвестор проекта из числа владельцев каспийской нефти будет иметь контракты на ее продажу в странах Европы.
Классификация нефтепроводов
Трубопровод предназначенный для перекачки нефтей называется нефтепроводом.
По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внутренние местные и магистральные.
Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: промыслов внутрипромысловые) нефтебаз (внутрибазовые) нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика. Местные нефтепроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше чем внутренних и достигает нескольких десятков и даже сотен километров. К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.
В зависимости от диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса:
Iкласс - при условном диаметре от 1000 до 1200 мм включительно;
IIкласс - от 500 до 1000 мм включительно;
IIIкласс - от 300 до 500 мм включительно;
IVкласс - менее 300 мм.
Кроме того нефтепроводы делят на категории которые учитываются при расчете толщины стенки выборе испытательного давления а также при определении доли монтажных соединений подлежащих контролю физическими методами.
Магистральный нефтепровод в общем случае состоит из следующих комплексов сооружений (рис. 12.7):
-подводящие трубопроводы;
-головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции;
-линейные сооружения.
Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.
Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов смешения или разделения их по сортам учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод. Она включает подпорную насосную площадку
фильтров и счетчиков магистральную насосную площадку регу-
ляторов давления площадку пуска скребков и резервуарный парк. Головная НПС располагается вблизи промыслов.Промежуточные НПС служат для восполнения энергии затраченной потоком на преодоление сил трения с целью дальнейшей перекачки нефти.Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчёту. Кроме технологических сооружений на головной и промежуточных НПС имеются механическая мастерская понизительная электроподстанция котельная объекты водоснабжения и водоотве-дения подсобные и административные помещения и т.д.
Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.
На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС находящаяся в начале эксплуатационного участка является для него «головной» НПС а промежуточная НПС находящаяся в конце эксплуатационного участка - «конечным пунктом» для него. Состав сооружений промежуточных НПС расположенных на концах эксплуатационного участка отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый.Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является НПЗ или крупная перевалочная нефтебаза.На магистральных нефтепроводах большой протяжённости организуются эксплутационные участки длиной от 400 до 600 км.Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС.Промежуточная НПСнаходящаяся в начале эксплуатационного участка является для для него “головной” НПС а промежуточная НПС находящаяся в конце эксплутационного участка – “конечным пунктом” для него.Состав сооружений промежуточных НПС расположенных на концах эксплутационного участкаотличается от обычных наличием резервуарных парков.Таким образом магистральный нефтепровод большой протяжённости состоит как бы из нескольких последовательно соединённых нефтепроводов протяжённостью не более 600 км каждый.
К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся:1)cобственно трубопровод (или линейная часть);2)линейные задвижки;3)средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защитыдренажные установки);4)переходы через естественные и искусственные препятствия (рекидороги и т. п.);5)линии связи;6) линии электопередач; 7) дома обходчиков ; 8) вертолётные площадки; 9) грунтовые дороги прокладываемые вдоль трассы трубопровода.
Собственно трубопровод – основная составляющая магистрального нефтепровода – представляет собой трубы сваренные в “нитку” оснащённые камерами приёма и пуска скребковразделителейдиагностических приборова также трубопроводы- отводы.

РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ.doc

Годовая производительность ;
Длина магистрального нефтепровода ;
Плотность нефти при 293 К ;
Вязкость нефти при 273 К ;
Вязкость нефти при 293 К ;
Расчётная температура перекачки 275 К ;
Допустимое рабочее давление ;
Разница геодезических отметок м ;
Коэффициент неравномерности перекачки ;
1 Расчётные значения плотности и вязкости перекачиваемой нефти
Расчётная плотность при расчётной температуре определяется по формуле:
где - плотность нефти при 293 К ;
Найдём температурную поправку по формуле:
Следовательно плотность нефти : ;
Расчитаем кинематическую вязкость нефти по формуле Вальтера:
; где и - постоянные коэффициенты определяемые по двум значениям вязкости и при двух температурах и ;
2 Выбор насосного оборудования НПС и расчёт рабочего давления
Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающих станций производится исходя из расчётной часовой производительности нефтепровода определяемой по формуле:
где - годовая (массовая производительность нефтепровода ;
- коэффициент неравномерности перекачки равный 1.05;
- число суток в течение года равный 350;
В соответствии с расчётной часовой производительностью выбираем насосы из справочника таблицы 1.4 и 1.5 :магистральный насос НМ 2500 -230 и подпорный насос НПВ 2500-80.
Задаваясь значениями диаметров рабочих колёс из прилоржения определим напоры развиваемые насосами при расчётной производительности перекачки.Для этого воспользуемся уравнением напорной характеристики насоса коэффициенты a и b приведенные в приложениях Е и Ж следовательно для магистрального насоса ;
для подпорного насоса ;
Напор магистрального и подпорного насоса составит:
По напорным характеристикам насосов вычисляем рабочее давление (МПа):
где g – ускорение свободного падения ;
- соответственно напоры развиваемые подпорным и магистральным насосами при расчётной производительности нефтепровода м;
- число работающих магистральных насосов нефтеперекачивающей станции;
- допустимое давление НПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры равное 6.4 МПа
; условие выполняется Для дальнейших расчётов примем диаметр рабочего колеса магистрального насоса
мм а для подпорного насоса мм ;
3 Определение диаметра и толщины стенки трубопровода
Вычисляем ориентировочное значение внутреннего диаметра подставляя рекомендуемую ориентировочную скорость перекачки 1.4 (рис 1.7)
Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле: где - рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки () определяемая из графика рис. 1.7. Значение можна также определять по таблице 1.3
Значит определяем : м; для дальнейших расчётов принимаем ближайший стандартный наружный диаметр трубопровода мм .
Примем для сооружения нефтепровода спиральношовные трубы из низколегированной стали Выксунского металлургического завода изготавливаемые по ТУ 14-3-1573-99
из горячекатанной стали марки К60 (временное сопротивление на разрыв стали МПа коэффициент надёжности по материалу (см.приложение Г).
Коэффициент надёжности по нагрузке и надёжности по назначению
принимаются равными соответственно =1.15 и =1.
Определим расчётное сопротивление металла трубы по формуле:
; где m – коэффициент условий работы ;
- коэффициент надёжности по материалу;
- коэффициент надёжности по назначению;
Расчётное значение толщины стенки трубопровода по формуле:
; где P- рабочее давление в трубопроводеМПа;
- коэффициент надёжности по нагрузке;
- расчётное сопротивление металла трубы МПа;
Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной мм ;
Внутренний диаметр нефтепровода по формуле:
; определяем мм=0.706 м;
4 Гидравлический расчёт нефтепровода
По формуле ; где - расчётная производительность перекачки;- внутренний диаметрм;
Режим течения нефти характеризуется числом Рейнольдса которое находится по формуле:
По формулам и ; где - относительная шероховатость трубы; - эквивалентная шероховатость стенки трубызависящая от материала и способа изготовления трубы а также её состояния. Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можна принять мм.Вычислим значения относительной шероховатости трубы и переходных чисел Рейнольдса и :
Так как режим течения нефти является турбулентным в зоне гидравлически гладких труб.Коэффициент гидравлического сопротивления λ
определим по формуле Альтшуля для смешенного трения (табл 1.6) : ; ;
Потери напора на трение в трубопроводе по формуле Дарси-Вейсбаха:
Величина гидравлического уклона магистрали найдём из выражения:
Суммарные потери напора в трубопроводе определяются по формуле:
; где 1.02- коэффициент учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;
- разность геодезических отметок м;
- число эксплутационных участков;
- остаточный напор в конце эксплутационного участка =30-40 м;
5 Определение числа перекачивающих станций
Необходимое число нефтеперекачивающих станций для условий обеспечения производительности нефтепровода находим по формуле:
При округлении числа НПС в меньшую сторону n=7 гидравлическое сопротивление можно снизить прокладкой дополнительного лупинга так как напора станций недостаточно.Полагая что диаметр лупинга и основной магистрали равны режим течения их одинаков m=0.123 по формулам:
и найдём значения коэффициента и его длину ;
Чтобы определить правильность определения величины длины лупинга нужно построить характеристику трубопровода с лупингом и характеристику нефтеперекачивающих станций.Для этого поделим на участки: 12 и 3.
Сделаем гидравлический расчёт для второго участка нефтепровода который параллельный лупингу.Длина лупинга и соответственно второго участка равны 114.306 км.
Значит зададимся расходами Q:50010001500200025003000
При 500 скорость =0.355 ;
Число Рейнольдcа : ; ;
Коэффициент трения : ; ;
И так аналогично для оставшихся расходов находим потери напора для второго участка:
При 1000 ; ; ; ; м ;
При 1500 ; ; ; ; м ;
При 2000 ; ; ; ; м ;
При 2500 ; ; ; ; м ;
Так как 2 и 3 участок с лупингом параллельные у них расходы складываются
А потери напора одинаковые.
Далее делаем расчёт первого участка то есть основного трубопровода его длина составляет 1135.694 км.
Потери первого второго и третьего участков будут равны:
Построим характеристику нефтеперекачивающих станций:
Так как число нефтеперекачивающих станций 7 а на каждой нефтеперекачивающей станции имеются 3 насоса то получается 21 насоса магистральных и 2 подпорных насоса.
Из MathCad задаёмся тридцатью знаачениями расхода начиная от 500 и заканчивая 3400 :
Далее находим значения hmag и затем умножаем на 21 насоса:
Далее находим значения подпорных насосов и умножаем на два подпорных насоса:
Затем ссумируем значения 21 магистральных насосов и 2 подпорных и
И строим характеристику трубопровода с лупингом в MathCad:
где 1-характеристика трубопровода с лупингом;
-характеристика первоговторого и третьего участков нефтепровода ;
-характеристика первого участка нефтепровода;
- характеристика нефтеперекачивающих станций;
-совместная характеристика 2 и 3 участка нефтепровода;
- характеристика 2 участка параллельного лупингу;
Точка пересечения характеристики нефтепровода с лупингом длиной м и нефтеперекачивающих станций n=7 подтверждает правильность определения величины длины лупинга м так как .
При округлении числа НПС в большую сторону n=8 расчитаем параметры циклической перекачки.При циклической перекачке эксплуатация нефтепровода осуществляется на двух режимах: часть планового времени ведётся на повышенном режиме с производительностью >( если на каждой НПС включено =3 магистральных насосов).Остаток времени
нефтепровод работает на пониженном режиме с производительностью
(если на каждой НПС включено 2 магистральных насоса).
Построим совмещённую характеристику нефтепровода при циклической перекачке:
Для этого в MathCad зададимся тридцатью значениями расходов от 500 до 3400 :
Далее вычислим значения 24 напоров магистральных насосов так как количество нефтеперекачивающих станций равно 8 а на каждой нефтеперекачивающей станции 3 насоса следовательно вычисляем:
Далее вычисляем значения напоров 2 подпорных насосов:
Затем проссумируем значения напоров 24 насосов магистральных и 2 подпорных насосов и получаем:
Аналогично повторяем расчёт только уже на каждой нефтеперекачивающей станции уже по 2 насоса работают следовательно найдём 16 напоров магистральных насосов:
Далее вычисляем значения двух напоров подпорных насосов:
Затем проссумируем значения напоров 16 насосов магистральных и 2 подпорных насосов и получаем:
Далее выполним гидравлический расчёт трубопровода постоянного диаметра и построим совмещённую характеристику нефтепровода при циклической перекачке.
Для этого в MathCad зададимся двадцатью значениями расходов от 500 до 4300 и высчитаем скорость течения нефтирежим течениякоэффициент сопротивленияпотери и суммарные потери напора в трубопроводе:
Площадь трубы равна ;
Скорость течения нефти равна:
Числа Рейнольдса равны:
Вычислим коффициенты сопротивления λ:
- смешанное трение ;
- квадратичное трение ;
- область гидравлически гладких труб;
Вычисляем потери напора:
Расчитываем суммарные потери напора в трубопроводе:
Строим совмещённую характеристику нефтепровода при циклической перекачке:
где 1- характеристика трубопровода постоянного диаметра;
- характеристика нефтеперекачивающих станций с тремя включёнными магистральными насосами ;
– характеристика нефтеперекачивающих станций с двумя включёнными насосами;
Сделав трассировку характеристик определяем расходы и :
Так как выполняется условие : 157018841960 рассчитаем по формуле время работы нефтепровода на режимах соответствующих расходам и :
Рассчитаем время работы на повышенном режиме то есть с тремя
работающими магистральными насосами:
6 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода.
Согласно нормам проектирования магистральных нефтепроводов РД153-39.4-113-01 применение лупингов и вставок допускается в отдельных случаях при их технико-экономическом обосновании.За окончательный примем вариант сооружения однониточного нефтепровода с n=8 нефтеперекачивающими станциями.В этом случае расстановку станций на местности будем производить исходя из максимальной производительности нефтепровода то есть 1960 .
Количество НПС на каждом эксплуатационном участке примем равным четырём.
Расчётное значение гидравлического уклона соответствующее производительности =1960составит:
Число Рейнольдса при 19600:
Коэффициент трения при 1960:;
Потери напора при 1960: м;
Гидравлический уклон равен ;
Напоры развиваемыми подпорными и магистральными насосами при подаче
Q=1960 соответственно равны:
Расчётный напор перекачивающей станции в этом случае составит:
Выполним построение гидравлического треугольника.За горизонтальный катет примем отрезок ab равный l=100 км который отложим в масштабе длин.
Вертикальный катет ac гидравлического треугольника равный м отложим перпендикулярно отрезку ab в масштабе высот.Гипотенуза треугольника bc соответствует положению линии гидравлического уклона в принятых масштабах построения.
Расстановка нефтеперекачивающих станций на местности показана на чертеже.
При расстановке принято что величина подпора перед промежуточными НПС равна м а в конце каждого эксплуатационного участка величина остаточного напора составляет м .
В ходе курсовой работы я ознакомился с нормами проектирования магистральных нефтепроводов а также применением лупингов и циклической перекачки.
Коршак А.А. Нечваль А.М. Проэктирование и эксплуатация газонефтепроводов. – У.: Недра 2008.-486 с.
Быков Л.И. Мустафин Ф.М. Рафиков С.К. Нечваль А.М. Лаврентьев А.Е. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов. – С-П.: Недра 2006.-805с.

ЗАДАНИЕ МНП.doc

Выполнить расчёт магистрального нефтепровода предназначенного для работы в системе трубопроводов:
Годовая производительность ;
Длина магистрального нефтепровода ;
Плотность нефти при 293 К ;
Вязкость нефти при 273 К ;
Вязкость нефти при 293 К ;
Расчётная температура перекачки 275 К ;
Допустимое рабочее давление ;
Разница геодезических отметок м ;
Коэффициент неравномерности перекачки ;
Подобрать стандартный диаметр трубопровода и насосное оборудование. Рассчитать толщину стенки трубы.
Определить потери напора при заданном объёме перекачки.
Построить совмещённую характеристику нефтепровода и перекачивающих станций.
Определить число перекачивающих станций и выполнить их расстановку на сжатом профиле трассы.

Содержание.doc

1 Расчётные значения плотности и вязкости перекачиваемой нефти 8
2 Выбор насосного оборудования НПС и расчёт рабочего давления 9
3 Определение диаметра и толщины стенки трубопровода 10
4 Гидравлический расчёт нефтепровода 12
5 Определение числа перекачивающих станций ..13
6 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода 26