• RU
  • icon На проверке: 3
Меню

Пути повышения надежности и КПД нефтяных насосов

  • Добавлен: 06.07.2022
  • Размер: 16 MB
  • Закачек: 0
Узнать, как скачать этот материал

Описание

Дипломная работа - нефтеперекачивающая станция

Состав проекта

icon пз нпс диплом.doc
icon 1. Технологическая схема НПС.cdw

Дополнительная информация

Контент чертежей

icon пз нпс диплом.doc

Учреждение частное профессиональная образовательная организация
Тема: Пути повышения надежности и КПД нефтяных насосов
Специальность: Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ
Студент группы 18ИС Корепанов В.А.
Руководитель: (Фамилия и инициалы преподавателя
Нормконтроль пояснительной
Электронный вариант принял
1 Определения сокращения нормативные ссылки7
1.1 Основные параметры магистрального транспорта нефти9
1.2 Перекачка нефти насосными агрегатами. Насосы. основные положения типы характеристики.10
1.3 Нефтеперекачивающие станции13
Анализ имеющихся методов регулирования режимов работы систем магистральных нефтепроводов.19
1.Режим работы нефтепровода19
2. Ступенчатые методы регулирования23
3. Плавные методы регулирования26
Обоснование эффективности применения частотно-регулируемого привода31
1 Критерии эффективности применения частотно-регулируемого привода33
1.1. Определение снижения расхода и затрат на оплату электроэнергии на перекачку33
1.2 Оценка изменения межремонтных интервалов сроков службы и снижения затрат на ремонт электродвигателей35
1.3 Оценка изменения межремонтных интервалов сроков службы и снижения затрат на ремонт трубопроводов38
2. Изменение частоты вращения рабочего колеса насоса как44
способ максимизации КПД44
3. Система автоматического управления насосным агрегатом оборудованным частотно-регулируемым приводом46
Расчет энергоэффективности применения ЧРП49
2 Определение суточной производительности нефтепровода развиваемого напора и потерь на трение50
3 Определение требуемой частоты вращения регулируемого мна потери напора в трубопроводе в режимах с использованием ЧРП52
4. Определение КПД магистральных насосов в режимах с использованием ЧРП53
5. Определение снижения расхода и затрат на оплату электроэнергии на перекачку за счет использования ЧРП54
ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ57
2 Охрана окружающей среды66
2.1 Выбросы вредных веществ в атмосферу67
2.4 Воздействие на окружающую среду в период строительства и эксплуатации нефтеперекачивающей станции73
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ77
В последнее время во всем мире возрос интерес к нефти как эффективному энергетическому ресурсу и ценнейшему энергетически чистому сырью.
Уровень развития промышленности в настоящее время требует постоянной модернизации производимого насосного оборудования: совершенствования его конструкции и технологии изготовления а также повышения энергоэффективности и конкурентоспособности на мировом рынке. В рамках импортозамещающей политики эти тенденции имеют особую актуальность для нефтегазовой и химической отрасли поскольку доля эксплуатируемого зарубежного оборудования в ней довольно высока и в зависимости от сегмента рынка варьируется от 30 до 63%.
Актуальность выбранной темы выпускной квалификационной работы состоит в том что нефтегазовая отрасль является крупнейшим источником пополнения государственного бюджета а в силу этого имеет важное стратегическое значение в экономике и социальной сфере страны.
Трубопроводный транспорт газа начинает свое существование с 40-х годов двадцатого века. К настоящему времени сформирована единая система нефтепроводов России.
Транспортировка нефти и нефтепродуктов характеризуется существенными затратами на электроэнергию. Россия — крупнейшая в мире нефтепроводная страна обладающая более 984 тыс. километров магистральных трубопроводов 517 перекачивающими станциями 244 млн кубометров резервуарных ёмкостей. Нефтеперекачивающая станция - очень крупный потребитель электричества ежегодно компания потребляет более 14 миллиардов кВтч - это составляет более одного процента от всей расходуемой в России электроэнергии.
Следует сказать что трубопроводная система РФ продолжает расширяться следовательно увеличивается и потребность в электроэнергии. Поэтому эффективность использования электроэнергии будет во многом определять экономическую эффективность компании. Показатель затрат нефтеперекачивающих станций на электроэнергию в 2020 году равен 41 718 млн. рублей что составляет 88% от общих затрат.
Для реализации цели и задач энергетической политики государства по сокращению удельной энергоёмкости предприятий в системе трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов в период 2019-2021 гг. была сформирована и реализована программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности с суммарной экономией более 450 тыс. тонн условного топлива. К 2020 году снижение удельного потребления электроэнергии на транспорт нефти составило 05%. Согласно целям государства до 2023 года должно поддерживаться ежегодное снижение на том же уровне.
Одним из мероприятий вошедших в Программу энергосбережения является оптимизация технологических процессов перекачки нефти за счёт повышения КПД насосов и применения частотнорегулируемых приводов (ЧРП) на магистральных насосных агрегатах.
В ходе данной работы рассматривается вариант метода управления магистральными насосными агрегатами который обеспечивает энергосберегающий режим их эксплуатации при максимизации КПД насосов в автоматическом режиме. Были описаны преимущества использования ЧРП; исходя из теории подобия центробежных машин и аппроксимации зависимостей «КПД- подача» и «напор-подача» был обоснован метод управления агрегатом изменением частоты вращения.
В ходе обоснования определяются формулы для расчёта режимных значений напора и подачи при работе насоса с максимальным КПД а также формула расчёта частоты вращения рабочего колеса насоса для данных параметров.
В итоге работы был рассмотрен вариант системы непрерывно осуществляющей корректировку частоты вращения рабочего колеса центробежного насоса по виду гидравлической характеристики в автоматическом режиме с целью поддержания максимального КПД.
Цель работы: выбор оптимального метода повышения энергоэффективности использования насосных агрегатов при транспортировке нефти.
В процессе исследования: был проведен анализ современной системы транспортировки нефти и анализ методов регулирования режима перекачки.
В результате исследования: выполнен расчет режимов перекачки нефтепродукта на основе которого выбраны оптимальные режимы эксплуатации участка магистрального нефтепродуктопровода с учетом изменения параметров перекачки.
На основании полученных данных определено что применение частотно-регулируемого привода позволит добиться требуемой подачи с меньшим расходом электроэнергии на перекачку транспортируемой среды.
Область применения: магистральный транспорт нефти и нефтепродуктов.
Экономическая эффективностьзначимость работы: снижение потребления электроэнергии на работу насосных агрегатов за счет выбора метода регулирования режима перекачки. Повышение эффективности работы и надежности линейной части за счет оптимизации напорно-расходной характеристики снижение цикличности нагрузки и плавности пуска и остановки насосных агрегатов. Также целью работы является повышение энергоэффективности использования насосных агрегатов при транспортировке нефти.
Для решения цели были сформулированы следующие задачи:
- Изучить нормативно-техническую документацию и специальную литературу по данной тематике;
- Провести анализ методов регулирования режимов работы МН;
- Обосновать выбор оптимального метода;
- Провести расчёт эффективности применения ЧРП на МН
1 Определения сокращения нормативные ссылки
Линейная часть магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода): составная часть магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) состоящая из трубопроводов (включая запорную и иную арматуру переходы через естественные и искусственные препятствия) установок электрохимической защиты от коррозии вдольтрассовых линий электропередач сооружений технологической связи и иных устройств и сооружений предназначенная для транспортировки нефти (нефтепродуктов).
Магистральный нефтепровод (нефтепродуктопровод): единый производственно-технологический комплекс состоящий из трубопроводов и связанных с ними перекачивающих станций других технологических объектов соответствующих требованиям действующего законодательства Российской Федерации в области технического регулирования обеспечивающий транспортировку приемку сдачу нефти (нефтепродуктов) соответствующих требованиям нормативных документов от пунктов приема до пунктов сдачи потребителям или перевалку на другой вид транспорта.
Пропускная способность нефтепровода: количество нефти проходящее по газопроводу за единицу времени.
Перекачивающая станция магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода): объект магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) включающий комплекс зданий сооружений и устройств для приема накопления учета и перекачки нефти (нефтепродуктов) по магистральному нефтепроводу (нефтепродуктопроводу).
Перекачка нефти: процесс перемещения нефти (нефтепродуктов) по трубопроводу.
Частотно-регулируемый привод: система управления частотой вращения ротора асинхронного (или синхронного) электродвигателя.
Эксплуатация магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода): использование магистрального нефтепровода(нефтепродуктопровода) по назначению определенному проектной документацией.
ЛАРН – ликвидация аварийных разливов нефти
ЛПУМН – линейно-производственное управление магистральных
ЛЧ МН – линейная часть магистрального нефтепровода
МН – магистральный нефтепровод
МТ – магистральный трубопровод
НД – нормативная документация
НПС – нефтеперекачивающая станция
НТД – нормативно-техническая документация
ПНС – подпорно-насосная станция
ПЧ – преобразователь частоты
САР – система автоматического регулирования
ТУ – технологический участок
ЧРП – частотно-регулируемый привод
ГОСТ Р 57512-2017 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения.
РД 153-39.4-056-00 - Правила технической эксплуатации магистральны нефтепроводов
РД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов.
ГОСТ Р 55435-2013 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Эксплуатация и техническое обслуживание. Основные положения
ГОСТ 12.2.049-80 ССБТ. Оборудование производственное. Общие эргономические требования.
1.1 Основные параметры магистрального транспорта нефти
На данный момент применяется четыре основных способа транспортировки: железнодорожный водный автомобильный и трубопроводный. Использование определенного способа зависит от соблюдения ряда факторов основными из которых являются бесперебойность подачи и себестоимость транспортировки.
Трубопроводный транспорт наиболее экономичный вид транспортировки на дальние расстояния который обладает низкими операционными издержками. Данный способ подходит также и для транспортировки разных нефтепродуктов. Так например пропускная способность нефтепровода диаметром 1200 мм равен 80-90 млн. т в год при средней скорости перемещения потока нефти 10-12 кмч.
В настоящий момент через трубопроводы перекачивается более 90% добываемой в России нефти (5467 млн.т. на 2019 год). Лидирующая компания по транспортировки нефти в России ПАО «Транснефть» транспортирующая 84% всей добываемой нефти обладает протяженностью магистральных трубопроводов более 58 тысяч километров.
Достоинствами данного вида транспорта являются:
· Круглосуточная непрерывная транспортировка нефти
· Наиболее экономичная транспортировка на дальние расстояния
· Большая степень автоматизации процесса
· Снижение потерь транспортируемого продукта
· Прокладка трубопровода по кратчайшему пути
Магистральным может называться трубопровод протяженностью не менее 50 км и диаметром от 220 мм. Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы исходя из диаметра трубопровода делятся на четыре класса:
-к I классу относятся трубопроводы диаметром более 1000 мм.;
-ко II классу - трубопроводы диаметром 1000-500 мм.;
-к III классу - трубопроводы диаметром 500-300 мм.;
-к IV классу - трубопроводы диаметром менее 300 мм.
СП 36.13330.2012- определяет для магистральных нефтепроводов категории которые требуют установления определённых прочностных характеристик на любом участке трубопровода. Также данный документ определяет и категорийность определённых участков МН отличающихся своими специфическими условиями эксплуатации трубопровода (переходы через водные преграды косогорные участки переходы через железнодорожные и автомобильные дороги). В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки.
1.2 Перекачка нефти насосными агрегатами. Насосы. основные положения типы характеристики.
Насосом представляет собой гидравлическую машину в которой энергия поступаемая извне (механическая или электрическая) трансформируется в энергию потока жидкости. В свою очередь насосным агрегатом - это уже насос двигатель или устройство для передачи мощности от двигателя к насосу соединенные в единый узел.
Нефтяные насосы отличает от других насосов прежде всего специфическими условиями работы. При перекачке нефти узлы и агрегаты нефтяных насосов подвергаются воздействию нефтяных углеводородов широкого диапазона температур и высокого давления. Особым условием перекачки является вязкость нефтепродуктов насосы должны осуществлять перекачку транспортируемой среды с вязкостью до 2000 сСт.
По принципу действия насосы классифицируются на 2 группы: динамические и объемные.
В динамических насосах рабочий орган воздействует на жидкость в рабочей камере в результате чего жидкость приобретает энергию.
К динамическим насосам относятся:
· лопастные (центробежные диагональные и осевые); в них лопасти рабочего колеса непрерывно воздействуют на поток жидкости;
· вихревые в них вихри срываясь с канавок рабочего колеса непрерывно воздействуют на поток жидкости;
· струйные в данных насосах струя жидкости или газа несущая большую кинетическую энергию подводится извне и воздействует на поток жидкости;
· вибрационные в них клапан-поршень посредством высокочастотного возвратно-поступательного движения (колебания) воздействует на поток жидкости;
В объемных насосах иной принцип передачи энергии потоку. В них рабочий орган циклично изменяя объем рабочей камеры действует на жидкость. К таким можно отнести:
· поршневые и плунжерные в них рабочим органом служит поршень или соответственно плунжер совершающий «ход» (возвратно-поступательное движение) в рабочей камере
· роторные в них поверхности шестерен или винтовых канавок которые располагаются на периферии ротора оказывают периодическое силовое воздействие.
Две ключевые величины (подачу (Q) и напор (Н)) называют основными энергетическими параметрами насоса. Подача отражает расход жидкости то есть объем проходящий в единицу времени через насос. А напор показывает приращение механической энергии жидкости вызванное развиваемым рабочим органом насоса давлением.
где p1 p2 – давление жидкости в сечениях до и после насоса;
2 – скорость жидкости в тех же сечениях;
р – плотность жидкости;
z – расстояние по вертикали между точками замера p1 и р2;
g – ускорение свободного падения;
N – мощность потребляемая насосом мощность.
Полезная мощность насоса – это мощность сообщаемая насосом перекачиваемой жидкости:
где р – давление развиваемое насосом.
Полезная мощность насосного агрегата – это мощность сообщаемая рабочей среде насосным агрегатом:
где Na – потребляемая мощность насосного агрегата (определяется путем измерения энергии подводимой от двигателя);
дв пер – коэффициент полезного действия двигателя привода и передачи от двигателя к насосу.
Коэффициент полезного действия есть отношение полезной мощности NП к потребляемой мощности насоса и учитывает потери энергии в насосе:
КПД насосного агрегата – это отношение полезной мощности насоса к мощности насосного агрегата:
Кавитационный запас насоса Δh характеризует кавитационные качества насоса и представляет превышение удельной энергии на входе в насос над удельной энергией соответствующей давлению насыщенных паров жидкости при температуре перекачки:
где рS – давление насыщенных паров жидкости
1.3 Нефтеперекачивающие станции
НПС (нефтеперекачивающая станция) – это комплекс различного рода оборудования и сооружений главным образом предназначенный для создания (с помощью насосов) в трубопроводе давления достаточного для транспортировки определенного количества нефти до конечной точки. Для приема нефти и производства дальнейшей транспортировки в непосредственной близости от нефтепромыслов располагаются головные нефтеперекачивающие станции (ГНПС). А для создания советующего давления (повышения его по ходу перекачки) на всей дине нефтепровода располагаются промежуточные НПС которые размещаются исходя из гидравлического расчёта. Принципиальная технологическая схема ГНПС показана на рисунке 1 1.1
Рисунок 1. «Технологическая схема ГНПС»
Рисунок 1.1 «Экспликация ГНПС»
Головные НПС можно назвать самой ответственной частью системы перекачки в МН так как на них совершаются следующие операции: приемучёт нефти хранение нефти в резервуарах запуск внутритрубных устройств (ВТУ) фильтрация продукта на специальных площадках (подготовка к дальнейшему транспорту) закачка нефти в систему МН.
Для осуществления данных операций на НПС располагает технологическое (основное) и вспомогательное оборудование.
К основному оборудованию НПС относится:
· резервуарный парк (РП);
· узел фильтров — грязеуловителей;
· магистральная насосная (МНС);
· подпорная насосная;
· система сглаживания волн давления ;
· технологическая сеть нефтепроводов и запорно-регулирующая арматура (ЗРА);
· регуляторы давления;
· камеры пуска-приема очистных устройств и средств диагностики. А в свою очередь к вспомогательному относится:
· сооружения для обеспечения водоснабжения;
· административно — хозяйственные здания;
· сооружения по водоотведению бытовых и промышленно-ливневых стоков
· ремонтные и механические мастерские;
· трансформаторная;
· котельная с тепловой сетью;
· складские помещения гаражи и т.д.
Промежуточные НПС обладают практически всеми теми же объектами что ГНПС но если вместимость резервуаров ГНПС составляет 2-3 суточных объема перекачки то у резервуаров промежуточных НПС значительно ниже или они вообще отсутствуют. Помимо этого на промежуточных НПС могут отсутствовать узлы учета и подпорная насосная (в случае отсутствия резервуарного парка). Перемещение транспортируемой среды посредством применения насосов по определенной схеме и называется перекачка. Размещение и соединение насосов и резервуаров имеет различные конфигурации так можно назвать следующие основные системы перекачки нефти и нефтепродуктов: постанционную с подключенным резервуаром из насоса в насос через резервуар (рис.1. 2).
Постанционная схема (рис.1.3) характеризуется перекачкой когда нефть поочередно поступает в один резервуар а откачивается уже из другого. С помощью данной системы можно достаточно точно учитывать нефть (по уровню в резервуаре). За счёт процесса отстаивания в резервуаре добиваются большой степени разгазирования и удаления лишней воды. Однако присутствуют значительные потери вследствие регулярные заполнений и опорожнений (большие дыхания). Также недостатком являются больший капитальные затраты из-за металлоемкости на стадии строительства.
Рисунок. 1.2. «Системы перекачки нефти и нефтепродуктов»
- резервуар; 2-насосный цех; а- постанционная; б- через резервуар; в- с подключенным
резервуаром; г- “ из насоса в насос”.
Рисунок.1.3. «Схема постанционной перекачки»
Схема перекачки через резервуар (рис.1.4) отличается от предыдущей тем что пришедшая в резервуар нефть от предыдущей НПС сразу же откачивается из него для дальнейшего транспорта. Таким образом резервуар выступает в роли буферной емкости в случае несинхронной работы НПС. Преимуществом данной схемы можно назвать возможность удаления воздуха частичное удаление воды и механических примесей.
Рисунок 1.4. «Перекачка через резервуар»
Недостатком будет увеличение интенсивности потерь от «малых дыханий» возможность «больших дыханий» в случаях когда НПС работают несинхронно и резервуар будет достаточно наполняться. Капитальные затраты чуть меньше чем при постанционной перекачке так как требуется меньшее число резервуаров.
Рисунок 1.5. «Перекачка с подключенным резервуаром»
При перекачке по схеме «с подключенным резервуаром» (рис. 1.5) основная часть транспортируемого продукта через резервуар не перекачивается для этого предусмотрен специальный отвод. Резервуар служит для сглаживания разности расходов соседних станций. В случае когда расходы нефти равны уровень продукта в резервуаре не меняется. Плюсом схемы будет уменьшение потерь от испарения нефти которые в будут в основном зависеть от «малых дыханий».
Схема перекачки «из насоса в насос» (рис. 1.6) используется при отключении резервуаров промежуточных НПС. В данном случае резервуары промежуточных НПС с помощью задвижек отключаются от магистрали и используются только для приема нефти во время аварии или ремонта. Ввиду отсутствия резервуаров исключаются потери от дыханий в резервуарах. Однако перекачка по схеме из насоса в насос требует обеспечения синхронизации объема перекачиваемого продукта на всех НС.
Рисунок 1.6. Перекачка из насоса в насос
Анализ имеющихся методов регулирования режимов работы систем магистральных нефтепроводов.
1.Режим работы нефтепровода
Режим работы нефтепровода определяется совместным решением уравнений описывающих гидравлическую характеристику перекачивающих станций. При том должны учитываться разрешенные давления определяемые исходя из технического состояния трубопровода на каждом линейном участке а также ограничения на работу насосов.
Производительность магистрального нефтепровода является величиной изменяющейся во времени. Это изменение вызвано рядом технологических причин связанных с режимом работы системы магистрального нефтепровода режимом работы нефтегазовых месторождений и планом поставок углеводородов потребителям.
В качестве основных факторов непосредственно влияющих на изменение нагрузки на рабочих колесах центробежных насосов можно –выделить:
-неравномерность поставок нефти и ее приема потребителем;
-изменения вязкости и плотности продукта;
-сужение внутреннего диаметра в результате образования парафиновых отложений;
- внесение изменений в схему включения насосов.
Температура нефти и нефтепродуктов при транспорте и хранении изменяется в течении года что ведет к изменению пропускной способности МН.
Минимальную пропускную способность трубопровод имеет в марте-апреле когда температура грунта и перекачиваемой нефти наименьшая.
С повышением температуры в весеннее–летний период пропускная способность увеличивается и достигает максимального значения в августе.
Практикой установлено что пропускная способность МН в тёплое время года возрастает до 110–114 % от расчётной (проектной) пропускной способности в зимнее время .
Для того чтобы определить во сколько раз изменится пропускная способность МН (при неизменном давлении) при изменении коэффициента кинематической вязкости с до н обусловленную сезонным колебанием температур разделим новую пропускную способность QН определённую по на старую Q.
С течением времени за счёт коррозии и других процессов способствующих уменьшению толщины стенки трубопровода и появлению других дефектов несущая способность секций трубопровода уменьшается что ведёт к необходимости понижать давления на выходе НПС а следовательно к изменению гидравлического уклона МН. Влияние несущей способности на пропускную способность можно выразить через гидравлические уклоны:
В процессе эксплуатации внутренняя полость труб нефтепровода засоряется скоплением воды парафина паров механических примесей.
Постепенное нарастание этих скоплений приводит к росту гидравлического сопротивления трубопровода что неминуемо скажется на пропускной способности последнего.
Оценка состояния внутренней полости производится по величине эффективного диаметра DЭФ или по величине коэффициента гидравлической эффективности участка МН Е.
Эффективный диаметр показывает каким должен быть диаметр простого трубопровода чтобы его гидравлический уклон равнялся фактическому уклону участка и определяется из уравнения c учётом фактического гидравлического уклона МН:
где iФ – фактическая величина гидравлического уклона которая выражается из уравнения (5.3) по существующим давлениям в начале и конце рассматриваемого участка.
Эффективность работы является более информативной величиной так как показывает не только наличие загрязнения но и дает оценку их влияния на гидравлическое сопротивление участка и оценивается соотношением теоретического и фактического гидравлических уклонов:
Тогда влияние состояния внутренней полости на пропускную способность МН можно оценить следующими зависимостями
Таким образом существует неравномерность режима работы транспортных систем выраженная в изменении расхода и давления в нефтепроводе во времени. Поэтому использование МНА в некоторых условиях без изменений может быть нецелесообразно. Существует нижний предел снижения КПД ЦН МНА ( схему пример таблица 2.1 ) обусловленный необходимостью сбережения электроэнергии при условии что приводом для ЦН служит электродвигатель.
Таблица 2.1 Значение минимальных нормативных КПД насосов
При проектировании магистрального нефтепровода на основании технико-экономического обоснования выбирается метод регулирования режима работы магистрального нефтепровода.
Исходя из уравнения баланса напоров для нефтепроводов методы регулирования можно разделить на: методы ступенчатого и плавного регулирования.
К ступенчатым относятся: изменение количества работающих насосов НПС изменение схемы соединения насосов на НПС замена роторов насосов изменение диаметра рабочего колеса насосов.
К методам плавного регулирования: дросселирование перепуск части жидкости во всасывающую линию применение противотурбулентных присадок регулирование изменением частоты вращения вала насоса.
2. Ступенчатые методы регулирования
В настоящее время как правило все НПС одного эксплуатационного участка МН укомплектованы насосами одного типа но с разными диаметрами рабочих колёс в том числе обточенными.
Всё это обеспечивает возможность более тонкого изменения производительности МН (большее число дискретных режимов) при изменении схемы включения насосов. Такой метод регулирования (изменение схемы включения) является самым распространённым.
Из рисунка 2.1 нетрудно заметить что наибольший расход при работе на трубопровод даёт та схема включения которая обеспечивает больший напор при этом при последовательной схеме суммируются напоры развиваемые каждым отдельным агрегатом а при параллельной схеме – суммируются подачи т.е. уменьшается подача каждого из параллельно работающих насосов а следовательно увеличивается создаваемый ими напор однако такая схема не позволяет получить напор выше максимально возможного напора для одного насоса.
На МН целесообразно использование последовательного соединения насосов так как трубопровод имеет достаточно крутую характеристику. При этом последовательно соединённые насосы работают с большей чем при параллельном соединении подачей (QB>QC) а также с более высоким суммарным напором (HB>HC) и КПД . Параллельное соединение насосов более предпочтительно при работе на трубопровод с пологой характеристикой (QF>QE HF>HE).
Таким образом как правило под регулированием изменением схемы включения насосов понимается изменение последовательной схемы включения за счёт включения–отключения части агрегатов. Эта операция позволяет дискретно изменить суммарный развиваемый станциями напор на величину кратную 200–300 метрам.
Рисунок. 2.1 Совмещенная характеристика МН и НПС при регулировании изменением схемы включения насосов: а – сравнение последовательной и параллельной схемы включения; б – циклическая перекачка
Для обеспечения планового объёма перекачки за расчётный период организуется так называемая циклическая перекачка при которой эксплуатация МН осуществляется на двух режимах: часть планового времени tA перекачка ведется на повышенном режиме с производительностью QA>Qпл а остаток времени tB МН работает на пониженном режиме с меньшим числом включенных насосов и производительностью QB
Большинство современных магистральных насосов укомплектовано сменными роторами на подачу 05·QН 07·QН и 125·QН которые имеют различные характеристики (рис. 2.2). Установка сменных роторов позволяетпроизвести дискретное изменение напора для каждого магистрального (на 20–30 м) и расхода в МН.
Рисунок. 2.2. «Характеристики насоса при применении сменных насосов»
Применение сменных роторов является экономичным на начальной стадии эксплуатации нефтепровода когда не все перекачивающие станции построены и трубопровод не выведен на проектную мощность (поэтапный ввод нефтепровода в эксплуатацию). Эффект от установки сменных роторов можно получить и при длительном уменьшении объема перекачки. По данным КПД сменных колес ниже номинального для нормального ротора на 3—10%.
Снижение КПД связано с дополнительными гидравлическими потерями из-за несоответствия выходной части корпуса и сменного колеса. Обточка рабочих колес магистральных насосов по наружному диаметру позволяет более тонко регулировать изменение напора насоса и расхода в МН (см. рис. 2.3) и применяется в трубопроводном транспорте нефти достаточно часто хоть и является наиболее нежелательный метод регулирования так как является необратимым.
Рисунок. 2.3 «Напорная характеристика при обточке роторов насоса»
Согласно рекомендации обточку рабочих колес в зависимости от величины коэффициента быстроходности nS можно выполнять в следующих пределах:
- при 60 nS120 – до 20% наружного диаметра;
- при 120 nS200 – до 15% наружного диаметра;
- при nS=200 300 – до 10% наружного диаметра.
Пересчет характеристики магистрального насоса при обточке рабочего колеса выполняется по формулам подобия:
где Q H и N – подача напор и потребляемая мощность соответствующие заводскому диаметру рабочего колеса
Данный метод имеет большой недостаток – нельзя вернуть прежний диаметр рабочего колеса кроме того обточка не допускается более чем на 20 % при этом КПД падает не более чем на 1-3 %.
3. Плавные методы регулирования
Метод дросселирования на практике применяется сравнительно часто хотя и не является экономичным. Он основан на частичном перекрытии потока нефти (создании дополнительного гидравлического сопротивления). Что ведет также к снижению КПД насосов и дополнительному расходу потребляемой мощности так как насосам приходится постоянно преодолевать сопротивление создаваемое дросселем.
Проанализировав совмещенную характеристику НПС и трубопровода при регулировании дросселированием (рис. 2.4) можно сделать вывод что данный метод эффективнее применять для насосов с пологой напорной характеристикой.
Рисунок. 2.4. Совмещённая характеристика и распределение напоров по трассе при регулировании дросселированием на промежуточной НПС
С увеличением величины дросселируемого напора (потерь в БРД) hр значение hДР уменьшается. Полный коэффициент полезного действия насоса или НПС определяется произведением h=hн×hмех×hэл.дв×hДР. При дросселировании обычно применяют схему с установкой регулирующего органа на выходе насосной.
При этом обеспечивается регулирование давления как на приеме так и на нагнетании насосной. При ограничениях давления на приеме НПС дросселирование осуществляется как на линии нагнетания станции так и на приеме. Однако применение регулятора давления на приемной линии ведет к еще большему снижению КПД насосов станции.
Также не рекомендуется дросселирование на всасывающей линии в связи с вероятностью развития кавитации и выделения паров из перекачиваемого продукта. Метод дросселирования целесообразно применять для насосов имеющих пологую напорную характеристику причем потери энергии на дросселирование не должны превышать 2 % энергозатрат на перекачку.
Таким образом достоинством способа регулирования дросселированием является простота осуществления и автоматизации процесса регулирования а также возможность применения независимо от установленного на НПС насосного оборудования. Целесообразность применения метода можно характеризовать величиной КПД дросселирования hДР.
где Hпол – полезный напор необходимый для ведения перекачки с расходом
Hфакт – фактически затрачиваемый напор.
Существенный недостаток дросселирования заключается в значительных потерях энергии. Энергия расходуемая на дросселирование безвозвратно теряется что снижает общий КПД насосной станции. Согласно дросселирование напора на нефтепроводе диаметром 1020 мм на 1 кгссм2 приводит к потере мощности около 220 кВт.
Метод байпасирования (перепуска части жидкости во всасывающую линию насосов) применяется в основном на ГНПС. При открытии задвижки на обводной линии (байпасе) напорный трубопровод соединяется с всасывающим что приводит к уменьшению сопротивления после насоса и рабочая точка перемещается из положения Р1 в Р2 (рис. 2.3). Однако часть нефти проходящей через насос QБ=Q3-Q2 не поступает в трубопровод а идет через байпас во всасывающий трубопровод при этом в магистраль поступает расход Q2.Коэффициент полезного действия байпасирования составляет :
Метод регулирования байпасированием согласно следует применять при крутопадающих характеристиках насосов. В этом случае он экономичнее дросселирования.
Рисунок. 2.3 Совмещённая характеристика МН и НПС и распределение напоров по трассе при регулировании байпассированием
Введение специальных противотурбулентных присадок позволяет уменьшить гидравлическое сопротивление магистрального нефтепровода за счет гашения турбулентных пульсаций. Но при прохождении через центробежные насосы НПС структура противотурбулентных присадок может разрушаться.
Обобщая результаты экспериментальных данных по исследованию действия ПТП можно сделать следующие выводы:
высокомолекулярные присадки уменьшают гидравлическое сопротивление только при развитом турбулентном течении;
· положительный эффект снижения гидравлического сопротивления растёт по мере увеличения числа Рейнольдса (увеличивается турбулентность) и молярной массы присадки (увеличивается аккумулируемая присадкой энергия за счет увеличения длины молекул);
· имеется оптимальное значение концентрации присадки при котором достигается максимальный эффект уменьшения гидравлического сопротивления;
В настоящее время противотурбулентные присадки в основном используются для обеспечения необходимой производительности на лимитирующих участках МН либо при достижении ограничений на повышение рабочего давления.
Частоту вращения насоса можно изменять следующими способами: либо используя двигатели с переменной частотой вращения либо при постоянной частоте вращения электродвигателя с помощью регулируемой гидравлической муфты или других устройств применяя регулируемый электропривод на базе преобразователя частоты. При использовании гидравлической муфты частота вращения ротора электродвигателя остаетсяпостоянной а регулирование частоты вращения ведомого вала гидромуфты достигается путем изменения объема масла заполняющего рабочее пространство колес гидромуфты. Равенства частот вращения ведущего и ведомого вала быть не может их разность характеризуется величиной называемой скольжением гидромуфты. Поэтому с уменьшением передаточного числа КПД гидромуфты уменьшается.
Когда муфта полностью заполнена маслом скольжение –минимально а КПД передачи наибольший и составляет 93-96%. Более экономичным способом регулирования частоты вращения в широком диапазоне оборотов является применение полупроводниковых преобразователей. Скорость вращения вала электродвигателя изменяется пропорционально частоте и амплитуде подводимого к статору напряжения.
Несмотря на их высокую стоимость в сравнении с другими способами частотного регулирования использование приводов насосных агрегатов на базе преобразователей частоты (ПЧ) целесообразно там где необходимо плавное регулирование в широком диапазоне при постоянно меняющихся уровнях нагрузки. КПД преобразователя частоты мало зависит от частоты вращения вала электродвигателя и для различных от моделей приводов составляет 97-98%.
Обоснование эффективности применения частотно-регулируемого привода
В таблице 3.1 представлены описанные выше способы регулирования режимов работы с указанием ключевых недостатков определяющих невозможность использования некоторых из них для достижения поставленной в данной работе цели.
Таблица 3.1 Недостатки методов регулирования
Изменение количества работающих насосов и изменение схемы соединения
Высокие потери электроэнергии на переключение между режимами и относительно низкий КПД
Замена рабочего колеса
Частая смена колес насосов практически невозможна
Нельзя вернуть прежний диаметр рабочего колеса
НПС непроизводительно развивает излишний напор. Потери могут достигать 15-20 %
Почти не применяется приемлем на головных НПС Применение противотурбулентных присадок При прохождении через центробежные насосы НПС структура присадок разрушается
Регулирование изменением частоты вращения вала насоса
Большие капитальные затраты на приобретение и монтаж оборудования
Одним из наиболее эффективных и прогрессивных методов регулирования режимов работы является регулирование изменением частоты вращения вала насоса. При смещении напорной характеристики центробежного насоса пропорционально смещается характеристика КПД (рис.3.1). Поэтому этот метод более экономичный но его реализация требует дополнительных капитальных затрат на приобретение и монтаж оборудования с помощью которого можно менять частоту вращения рабочего колеса.
Рисунок.3.1 Совмещенная характеристика нефтепровода и насоса при изменении частоты вращения вала рабочего колеса
Преимуществами данного метода являются:
Плавный пуск и остановка то есть отсутствует импульсный характер нагрузки на электросети МНА ЗРА и трубопроводную обвязку.
Увеличение остаточного ресурса МН ( в результате плавного выхода на режим)
Значительная целесообразность при большой неравномерности перекачки
Если говорить в сравнении с методом дросселирования - отсутствие узла дросселирования (и большая экономическая выгода)
1 Критерии эффективности применения частотно-регулируемого привода
1.1. Определение снижения расхода и затрат на оплату электроэнергии на перекачку
При использовании ЧРП магистральных насосов снижение расхода электроэнергии достигается за счет двух основных факторов :
исключение потерь в регуляторах давления в случае использования магистральных насосов с ЧРП для снижения давления на выходе НПС вместо использования регуляторов давления;
повышение КПД насосов при снижении их частоты вращения.
Снижение мощности потребляемой НА из электрической сети при использовании ЧРП в качестве РД происходит за счет снижения напора (дифференциального давления) развиваемого насосом и вследствие повышения его КПД. При этом снижение мощности определяется как:
где эд.н – КПД ЭД при номинальной частоте вращения;
ПЧ – КПД преобразователя частоты;
эд.р – КПД ЭД при регулировании частоты вращения.
рдиф.н – дифференциальное давление в Паскалях при нерегулируемом насосе равное разности давлений на выходе насоса (в коллекторе ркол) и входе насоса рвх по КТР:
рдиф.р – дифференциальное давление в Паскалях при регулируемом насосе равное разности давлений на выходе НПС и входе насоса по КТР или по сведениям о СРР:
где рвх – давление на входе НПС по КТР Па.
Зависимость КПД ЭД от нагрузки может быть аппроксимирована степенной функцией:
где r0 r1 и r2 – эмпирические коэффициенты; kз.эд – коэффициент загрузки ЭД.
Коэффициенты аппроксимации r0 r1 и r2 приводятся в справочниках.
Коэффициент загрузки ЭД определяется по выражению:
где Рн.эд – мощность нагрузки ЭД потребляемая насосом:
где Qс – производительность в м3 с.
нер – КПД насоса при номинальной частоте вращения;
Если в выражении (3.1):
то использование ЧРП для регулирования давления вместо РД приведет к снижению потребляемой мощности.
Снижение расхода электроэнергии при замене циклической перекачки режимами с использованием ЧРП происходит за счет повышения КПД насосов и ЭД.
Потребление мощности из электрической сети одним НА при номинальной частоте вращения в режимах циклической перекачки определяется по выражению:
где нер – КПД насоса при номинальной частоте вращения;
эд.н – КПД ЭД при номинальной частоте вращения.
При использовании ЧРП один или несколько насосов будут работать с частотой вращения ниже номинального значения. Потребление мощности из сети одним насосным агрегатом с ЧРП определяется по выражению:
где рег – КПД регулируемого насоса при частоте вращения ниже номинального значения; ПЧ – КПД преобразователя частоты;
эд.р – КПД ЭД при частоте вращения ниже номинального значения.
Если в выражениях (3.8) и (3.9) числители одинаковые то при использовании ЧРП произойдет снижение потребления мощности при условии что:
Если условие (3.10) выполняется то при использовании ЧРП произойдет снижение расхода электроэнергии на перекачку за сутки по сравнению с расходом электроэнергии за те же сутки при циклической перекачке на величину:
где WЦП – электроэнергия потребляемая магистральными и подпорными насосами всех НПС технологического участка эксплуатируемого МН за сутки в режимах циклической перекачки (без использования ЧРП) кВт·ч;
WЧРП – электроэнергия потребляемая всеми магистральными и подпорными насосами технологического участка за те же сутки при использовании ЧРП кВт·ч.
1.2 Оценка изменения межремонтных интервалов сроков службы и снижения затрат на ремонт электродвигателей
Частые пуски ЭД в режимах циклической перекачки приводят к ускоренному износу как механических частей ЭД вследствие динамических нагрузок при пуске так и электрических частей вследствие протекания повышенных пусковых токов. Указанные причины приводят к сокращению межремонтного интервала между текущими ремонтами уменьшению остаточного ресурса и срока службы ЭД.
Примечание – Одной из основных причин уменьшения остаточного ресурса электрических машин является износ изоляции. Отказы ЭД из-за повреждения изоляции составляют до 55 % поэтому срок службы всех остальных частей машины при проектировании выбирают исходя из срока службы изоляции.
Основным фактором влияющим на срок службы изоляции ЭД являются температура обмотки и как следствие тепловое старение изоляции. Дополнительный перегрев обмотки статора при пуске ЭД в режимах циклической перекачки приводит к ускоренному износу изоляции что сокращает срок службы и изоляции и ЭД. При использовании ЧРП исключаются режимы циклической перекачки что приводит к снижению числа пусков ЭД НА с помощью преобразователя частоты появляется возможность обеспечивать плавный пуск ЭД и ограничивать пусковые токи.
В соответствии с периодичностью работ по текущему ремонту синхронных высоковольтных ЭД магистральных насосов составляет от 5000 до 6000 ч наработки или 60 пусков. При использовании ЧРП снижается число прямых пусков ЭД магистральных насосов что влияет на изменение межремонтного интервала между текущими ремонтами ЭД. Так как периодичность работ по текущему ремонту синхронных высоковольтных ЭД магистральных насосов составляет от 5000 до 6000 ч наработки или 60 пусков то один пуск эквивалентен 833 – 100 ч наработки.
Принято что один пуск эквивалентен 200 ч наработки и определение срока окупаемости устройств плавного пуска производится исходя из того что каждый прямой пуск ЭД сокращает межремонтный интервал на 200 ч.
Примем что каждый пуск снижает ресурс ЭД на 100 ч.
Тогда при снижении числа пусков за год на ΔN вследствие использования ЧРП остаточный ресурс снизится на величину:
С другой стороны при использовании циклической перекачки один из насосных агрегатов работает при номинальной частоте вращения но только часть суток ТЦ. При использовании ЧРП он будет работать при пониженной частоте вращения но полные сутки ТС. При этом его наработка за каждые сутки возрастет на ΔТч = Тс – Тц а наработка за год возрастет на:
где m – число суток в году в которые использовалась циклическая перекачка;
Тс – время суток ч. Принимаем равным 24 ч;
Тц – продолжительность работы насосного агрегата за сутки в которые использовалась циклическая перекачка ч.
В результате межремонтный интервал ЭД МНА при использовании ЧРП возрастет на величину:
По аналогии введем коэффициент увеличения межремонтного интервала ЭД kтр (в относительных единицах):
где Ттр – время сокращения срока службы ЭД вследствие прямых пусков при циклической перекачке определяемое по (3.3);
Ттр – межремонтный период ЭД ч.
Вследствие увеличения межремонтного интервала среднегодовые затраты на проведение текущих ремонтов i-го снижаются на:
где Зтрi – затраты на текущий ремонт i-го ЭД тыс. руб.
Результаты расчетов по (3.16) суммируются для всех ЭД технологического участка на которых используется ЧРП.
При этом суммарное снижение затрат на ремонт всех ЭД определяется по выражению:
где N – число ЭД с ЧРП.
Введем коэффициент увеличения интервала между капитальными ремонтами ЭД kкр (в относительных единицах) за год вследствие снижения числа пусков:
где Ткр – время сокращения срока службы ЭД вследствие износа изоляции от прямых пусков за год определяемое ч;
Ткр – межремонтный интервал между капитальными ремонтами ч.
Вследствие увеличения межремонтного интервала затраты на проведение капитального ремонта i-го ЭД приведенные к одному году снижаются на:
где Зроi – затраты на ремонт обмотки i-го ЭД во время капитального ремонта тыс. руб.
Результаты расчетов по (3.19) суммируются для всех ЭД технологического участка на которых используется ЧРП. При этом суммарное снижение затрат на ремонт всех ЭД определяется по выражению:
1.3 Оценка изменения межремонтных интервалов сроков службы и снижения затрат на ремонт трубопроводов
При циклической перекачке нефти по МН циклически изменяются давления на входах и выходах НПС. В результате металл труб МН работает в условиях циклического нагружения от изменения внутреннего давления перекачиваемого продукта.
Циклическое изменение давления с малой амплитудой может не оказывать влияние на предел усталости металла трубы до тех пор пока нагружение с большой амплитудой не вызовет появление трещины. После образования трещины циклическое изменение давления приводит к ускоренному развитию дефекта что сокращает остаточный ресурс трубы и приводит к необходимости сокращать межремонтный интервал.
Известно что более 30 % отказов происходят на трубопроводах проработавших более 20 лет что связано с ухудшением их технического состояния и появлением усталостных трещин. Применение ЧРП позволяет исключить циклические режимы перекачки или существенно снизить их. В результате снижается цикличность нагружения и снижается скорость развития дефектов в теле трубы. При этом снижается число дефектов требующих ремонта. Общие сведения об оценке срока безопасной эксплуатации (остаточного ресурса) трубопровода при использовании ЧРП. Для каждой трубы участка трубопровода расчет предельного срока безопасной эксплуатации ТАi год проводится по формуле:
Ng – прогнозируемая годовая цикличность нагружения участка МН;
nN – коэффициент запаса прочности по долговечности принимается равным 10;
kNi – коэффициент пересчета долговечности определяемый для каждой трубы в зависимости от отношения перепадов давлений при стендовых испытаниях труб и при прогнозируемой годовой цикличности нагружения и от соответствия проектной и требуемой по СП 36.13330.2012 категорией участка.
Для действующего МН эксплуатируемого без использования ЧРП прогнозируемая годовая цикличность определяется как наибольшее значение приведенной цикличности нагружения за последние 3 года работы на всем участке между соседними резервуарными парками.
Срок безопасной эксплуатации – период работы трубопровода в течение которого гарантируется его безотказная работа при разрешенном (допустимом) рабочем давлении нормативных внутренних и внешних воздействиях и устранении дефектов выявленных по результатам технического диагностирования.
При оценке влияния ЧРП на увеличение предельного срока безопасной эксплуатации и межремонтного интервала срок безопасной эксплуатации трубопровода необходимо определять на конец исследуемого года для двух случаев. Если трубопровод эксплуатируется без использования ЧРП то срок безопасной эксплуатации определяется по формуле (3.21) где вместо прогнозируемого значения цикличности нагружения подставляется фактическое значение цикличности нагружения NФ при работе трубопровода в течение исследуемого года без использования ЧРП принимаемое по исходным данным иили определяемое по сведениям о СРР. Обозначим срок безопасной эксплуатации для этого случая через ТА.Ф. При этом формула (3.21) принимает вид:
где NФ – фактическое значение цикличности нагружения участка МН при работе трубопровода в течение исследуемого года без использования ЧРП принимаемое по исходным данным иили определяемое по сведениям о СРР.
Если трубопровод эксплуатируется с использованием ЧРП то в качестве прогнозируемой годовой цикличности нагружения участка МН Ng должна быть принята фактическая цикличность нагружения NЧРП определенная по методике для работы МН с использованием ЧРП.
Фактическая цикличность нагружения принимается равной приведенной годовой цикличности нагружения за соответствующий период. Обозначим срок безопасной эксплуатации для этого случая через ТА.ЧРП.
Тогда формула (3.1) принимает вид:
где NЧРП – цикличность нагружения определяемая при работе МН с использованием ЧРП. В формулах (3.22) и (3.23) Nmin – это количество циклов развития трещины от ее начального состояния на начало исследуемого года.
Поэтому в формулах (3.22) и (3.23) это одно и то же значение.
Одинаковые значения в формулах (3.22) и (3.23) имеют также коэффициенты k и n. При одинаковых значениях Nmin k и n из формул (3.22) и (3.23) следует что срок безопасной эксплуатации (остаточный ресурс) трубы на конец исследуемого периода времени (года) обратно пропорционален цикличности нагружения за этот период времени:
Отношение ТА.ЧРПТА.Ф – представляет собой коэффициент kБ.Э изменения срока безопасной эксплуатации трубы при работе МН с использованием ЧРП по сравнению со сроком безопасной эксплуатации трубы при работе МН за тот же период времени без использования ЧРП:
Отношение NФNЧРП представляет собой коэффициент снижения цикличности нагружения kС.Ц.
Тогда из (3.24) и (3.25) получаем что коэффициент изменения срока безопасной эксплуатации трубы при работе МН с использованием ЧРП по сравнению работой МН без использования ЧРП равен коэффициенту снижения цикличности нагружения:
При известном сроке безопасной эксплуатации трубы в режимах без использования ЧРП ТА срок безопасной эксплуатации трубы при использовании ЧРП может быть найден по формуле:
Увеличение срока безопасной эксплуатации труб участка МН позволяет увеличить интервалы между ремонтными работами по устранению дефектов.
При этом ремонтные работы на участке МН смещаются на последующие периоды времени и их количество а соответственно и затраты на ремонт в год уменьшаются.
При межремонтном интервале ТМР число ремонтов трубы за интервал времени T при работе трубопровода без использования ЧРП будет равно:
где nР1 – число ремонтов труб участка МН между соседними НПС за интервал времени T при работе трубопровода без использования ЧРП;
ТМР.Ф – фактическое среднее значение межремонтного интервала при работе трубопровода в течение исследуемого года без использования ЧРП.
При работе трубопровода с использованием ЧРП число ремонтов трубы за интервал времени T будет равно:
где nР2 – число ремонтов труб участка МН между соседними НПС за интервал времени T при работе трубопровода с использованием ЧРП;
ТМР.ЧРП – среднее значение межремонтного интервала при работе трубопровода в течение исследуемого года с использованием ЧРП.
Длительность межремонтного интервала зависит от срока безопасной эксплуатации и может быть принята пропорциональной сроку безопасной эксплуатации:
Тогда из (3.27) и (3.28) с учетом (3.24) следует что:
где kС.Ц – коэффициент снижения цикличности нагружения.
Таким образом количество ремонтов по устранению дефектов участка трубопровода между соседними станциями в год уменьшается пропорционально коэффициенту снижения цикличности нагружения.
Принимая среднее значение затрат на один ремонт при использовании ЧРП таким же как и при эксплуатации МН без использования ЧРП.
Тогда умножая обе части (3.29) на среднее значение затрат на один ремонт получаем:
где Зр1 – затраты на ремонт по устранению дефектов при работе МН без использования ЧРП;
Зр2 – затраты на ремонт по устранению дефектов при работе МН с использованием ЧРП. Тогда снижение затрат на ремонт трубопровода между соседними станциями равно разности затрат ЗР1 и ЗР2:
Так как коэффициент снижения цикличности нагружения определяется отдельно для каждого участка трубопровода между соседними станциями то снижение затрат на ремонт трубопровода также должно определяться отдельно для каждого участка между соседними станциями. Формулы (3.29) – (3.31) получены в предположении что длительность межремонтного интервала пропорциональна сроку безопасной эксплуатации и что развитие всех дефектов во времени вследствие снижения цикличности нагружения происходит равномерно.
Применение данных формул возможно при отсутствии сведений об уменьшении количества дефектов подлежащих ремонту. Для точного расчета иили рассмотрения полного перечня дефектов трубопровода требуется определение точного уменьшения количества дефектов подлежащих ремонту которое должно определяться с учетом информации о параметрах фактически имеющихся дефектов и их развитии во времени под влиянием цикличности нагружения.
Такие расчеты выполняются где разработана программа которая используя информацию о параметрах фактически имеющихся дефектов в трубопроводе по известному значению коэффициента снижения цикличности нагружения рассчитывает развитие дефектов во времени и позволяет определять уменьшение количества дефектов подлежащих ремонту в течение всего срока службы трубопровода. При известном значении уменьшения количества дефектов подлежащих ремонту снижение затрат на ремонт трубопровода участка трубопровода между соседними НПС при использовании ЧРП определяется по выражению:
где nДПРj – среднее уменьшение количества дефектов определенного типа подлежащих ремонту на
Зсрj –средние затраты на ремонт одного дефекта определенного типа. Если уменьшение количества дефектов nДПРj подлежащих ремонту неизвестно то снижение затрат на ремонт трубопровода определяется по формуле (3.31).
Снижение затрат на ремонт труб всего технологического участка складывается из суммы снижения затрат на ремонт труб каждого участка между соседними станциями:
где n – число участков между соседними станциями в составе технологического участка; i – номер участка между соседними станциями.
2. Изменение частоты вращения рабочего колеса насоса как
способ максимизации КПД
Метод изменения частоты вращения основан на теории подобия центробежных машин:
где ????н1 ????н1 и ????н1 - подача напор и потребляемая мощность магистрального насоса соответствующая частоте вращения рабочего колеса n1 (угловой скорости).
Полином определяющий напор развиваемый насосным агрегатом принимает следующий вид:
Применение данного метода на НПС систем магистральных нефтепроводов позволяет облегчить синхронизацию работы станций и избежать гидравлических ударов в нефтепроводе.
Изменение частоты вращения рабочего колеса центробежного насоса возможно осуществить в следующих трех случаях:
· применение двигателей с изменяемой частотой вращения
· установка на валу насосов специальных муфт с регулируемым коэффициентом проскальзывания (гидравлических электромагнитных токовихревых);
· применение преобразователей частоты переменного тока электродвигателей.
Для обоснования применения метода регулирования изменением частотой вращения рассмотрим зависимости характеристик ЦН и трубопровода. При помощи метода приближения (аппроксимации) КПД центробежного насоса можно представить в виде зависимости представляющей собой полином третьей степени. При отсутствии гидравлических и объемных потерь (при нулевой подаче) свободный член обращается в ноль:
Исследуем данную зависимость для того чтобы определить показатели расхода и напора соответствующие значению мах. То есть :
Тогда для определения Qмах и Hмах требуется решить систему уравнений (ab – постоянные коэффициенты характеристики насоса ci – коэффициенты аппроксимации):
Применяя теорию подобия можно утверждать что:
Для определения напорной характеристики трубопровода изменяющейся с изменением расхода и иных параметров пользуемся зависимостью:
где ????0 = ???? + ост п– коэффициент зависящий от остаточного напора подпора и геодезического перепада (разности высот);
????2 = 102 ???? ???? ???? ????р –– коэффициент учитывающий значение расхода гидравлический уклон и протяженность рассматриваемого участка.
Поскольку основанием для проведения гидравлических расчётов в данном случае служит уравнение балансов напоров то при определении режимных значений расхода и напора для установившихся условий коэффициентом d1 пренебрегаем. Тогда имеет место следующая зависимость:
В результате частота вращения характеризующая работу с максимально возможным КПД определяется выражением:
3. Система автоматического управления насосным агрегатом оборудованным частотно-регулируемым приводом
Для повышения экономического эффекта от использования частотного регулирования предлагается рассмотреть Патент 2498116 «Система автоматического управления турбоагрегатом» Кабанов О.В. Самоленков С.В.
В данном патенте представлена САУ максимизирующая КПД в непрерывном автоматическом режиме.
Принципы её работы основаны на:
Регулирование по виду гидравлической характеристики напорного участка
Автоматическом определении коэффициентов напорной характеристики коэффициентов определяемых геодезическим положением напором и коэффициентов характеристики КПД
Корректировке частоты с учётом фактической характеристики напорного участка.
Сама она представляет систему датчиков и блоков с помощью которых автоматически вычисляются коэффициенты по форме характеристик КПД и по форме напорной характеристики. Исходя из них и параметров снимаемых датчиками на блоках вычисляются параметры соответствующие максимальному значению КПД и фактические параметры учитывающие гидравлическую характеристику. На блоке переключения сигналов частот формируется сигнал рабочей частоты поступающий на систему преобразования частоты. Далее сигнал поступает на электродвигатель.
Схема системы представлена на рисунке 3.2 основные элементы перечислены в таблице 3.2.
На блок 12 формирования режимных параметров ЦН подаются сигналы коэффициентов характеристики КПД ЦН c1 c2 c3 с блока задания 11 формы характеристики КПД ЦН и сигналы коэффициентов напорной характеристики aо a1 a2 с блока задания 10 формы напорной характеристики ЦН где формируются сигналы расхода Q max и напора H max ЦН при максимальном КПД ЦН по формулам системы.
Рисунок.3.2 Схема системы автоматического управления
Сигналы расхода Q max и напора H max ЦН при максимальном КПД ЦН подаются на определитель фактических режимных параметров 13 ЦН и трубопровода и на определитель 16 проектных режимных параметров ЦН и трубопровода. Определитель 16 проектных режимных параметров ЦН формирует сигналы расхода Q0п и напора H0п проектного режима работы ЦН.
Сигнал частоты вращения рабочего колеса ЦН на проектном режиме работы nпроект подаются на блок переключения 5 входных сигналов частот где сравниваются проектное значение частоты при максимальном КПД ЦН nпроект и фактическая величина частоты вращения рабочего колеса ЦН nфакт.
Таблица 3.2 Элементы САУ
Практической ценностью устройства является непрерывное осуществление процесса максимизации КПД путем постоянной корректировки частоты вращения по виду гидравлической характеристики в автоматическом режиме без участия оператора.
Расчет энергоэффективности применения ЧРП
Плотность нефти – 87221 кгм3 .
Остаточный напор – 40 м.
Внутренний диаметр трубопровода (уточненный) – 1185 мм.
Вязкость нефти – 1855 мм2 с.
Ориентировочная стоимость ЧРП – 68 000 тыс. руб.
Эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы – 015 мм.
Таблица 4.1 – Данные о профиле трассы
Геодезическая отметка
Отметки по расстоянию
Таблица 4.2 – Данные подпорных и магистральных насосов
Порядковый номер на НПС
Таблица .4.3 – Данные по схемам работы для режимов циклической перекачки из сведений о соблюдений режимов работы за сутки (3 января)
Схема работы НА на НПС1
Схема работы НА на НПС 2
Схема работы НА на НПС 3
Схема работы НА на НПС 4
Коэффициенты напорной характеристики подпорных насосов
а = 1367 м; b = 12710-4 с2 м5 ;
Коэффициенты напорной характеристики магистральных насосов
а = 30247 м; b = 11410-6 с2 м5 ;
Тариф на электроэнергию – 525 руб. кВт·ч
Таблица 4.4 – Данные электродвигателей МНА
Тип электродвигателя
Номинальная мощность кВт
Номинальная скорость обмин
2 Определение суточной производительности нефтепровода развиваемого напора и потерь на трение
Выполняется перевод производительности из единиц измерения представленных в исходных данных в единицы измерения в системе СИ по формуле:
Определяется среднесуточная производительность:
Подставляя из исходных данных:
Т1=21 ч; Т2=3 ч; Q1=6500 тч и Q1=533383 тч и переводя производительность в метры кубические в час получаем м ч
Определим потери напора на трение. Определяется относительная шероховатость трубы:
Определяются значения граничных чисел Рейнольдса Re1 и Re2:
Определяется число Рейнольдса при производительности 728513 м3 ч:
Число Рейнольдса удовлетворяет условию Re1 Re Re2. Следовательно режим течения турбулентный зона смешанного трения.
По таблице В.1 из РД-29.160.30-КТН-071-15 находим коэффициент гидравлического сопротивления λ:
Находим гидравлический уклон:
где D – внутренний (уточненный) диаметр трубопровода м.
и потери напора на трение:
hт = i×L =0 002459×(1741-1459 × = 69158 (4.11)
где L – длина трубопровода м.
Суммарные потери напора в трубопроводе технологического участка
Подразумевается установка одного ЧРП на электродвигателе НПС 2.
Определяется напор нерегулируемого МНА на НПС 1.
Напоры подпорных насосов определяются как:
Определяется суммарный напор всех нерегулируемых насосов технологического участка
Из уравнения баланса напоров определяется напор развиваемый регулируемым МНА на НПС 2 :
3 Определение требуемой частоты вращения регулируемого мна потери напора в трубопроводе в режимах с использованием ЧРП
Потери напора между i-й и (i +1) –й станциями определяются как
где Δhту – суммарные потери напора в трубопроводе технологического участка м;
h – суммарные потери напора на трение и преодоление разности геодезических отметок (определяются суммированием результатов расчетов) м;
Δz – разность геодезических отметок по концам технологического участка м;
L – длина технологического участка м;
hост – остаточный напор в конце технологического участка м.
Потери напора на участке между 1-й и 2–й станциями:
Потери напора на участке между 2-й и 3–й станциями:
Потери напора на участке между 3-й и 4–й станциями:
Потери напора на участке между 4-й и 5–й станциями;
4. Определение КПД магистральных насосов в режимах с использованием ЧРП
Для каждого насоса по РД определяются коэффициенты c0 c1 c2 характеристик КПД насоса в функции производительности.
Для насоса НМ10000х210:
c0 c1 c2 c1 = 000012254;
c2 = - 000000000541.
Определяются КПД насосов до ЧРП в каждом из режимов циклической перекачки. Для рассматриваемых суток – это режимы 002 (в работе два МНА на НПС1 и НПС2) и 001 (в работе один МНА на НПС1).
КПД насосов в режиме 002 с производительностью 74523 м3 ч:
КПД насоса в режиме 001 с производительностью 611474 м3 ч:
Определяется КПД нерегулируемого насоса в режиме с использованием ЧРП и КПД магистрального насоса при частоте вращения меньше номинальной. При использовании ЧРП КПД нерегулируемого насоса изменится по сравнению с режимами циклической перекачки и будет равен
КПД регулируемого насоса определяется как:
КПД регулируемого насоса существенно выше чем КПД нерегулируемого насоса.
5. Определение снижения расхода и затрат на оплату электроэнергии на перекачку за счет использования ЧРП
Определяется КПД ЭД МН до использования ЧРП в каждом режиме определяется КПД каждого ЭД МНА.
Сначала определяется механическая мощность на валу ЭД и коэффициент загрузки каждого ЭД:
где рдиф – дифференциальное давление в Па равное разности давлений на выходе НПС и входе насоса по КТР или по сведениям о СРР
В режиме 002 для насоса на НПС 1
Рн.эд1 = (308-99)×745233×98×10000(0803×0977×3600×1000) = 540445кВт
где pвх = 308 кгссм2 согласно данным по сведениям о СРР pвых = 99кгссм2 согласно данным по сведениям о СРР.
kз.д1 = Рн.эд Рном = 5404458000 = 068 (4.29)
В режиме 002 для насоса на НПС 2
Рн.эд2 = (35-128)×745233×98×10000(0803×0977 ×3600×1000) = 574062кВт (4.30)
kз.д2 = 5740628000 = 0718 (4.31)
В режиме 001 для насоса на НПС 1
Рн.эд1 = (329 -105)×6114737×98×10000(0737×0977×3600×1000) = 5178301кВт kз.д1 = 51783018000 = 0647 (4.32)
КПД ЭД определяются как
где коэффициенты аппроксимации r0 = 0582; r1 = 0987; r2 =- 0592
Находится КПД ЭД нерегулируемого МН в режиме с использованием ЧРП:
Рн.эд1 = (316-105)×7285134×98×10000(0796×3600×1000) = 525691кВт (4.37)
kз.д1 = Рн.эд Рном = 5256918000 = 0657 (4.38)
Мощность потребляемая нерегулируемым МНА в режиме с использованием ЧРП определяется как:
Мощность потребляемая регулируемым МНА определяется :
Определяется расход электроэнергии всеми НА технологического участка в режиме с использованием ЧРП за сутки:
При тарифе на электроэнергию – 525 руб. кВт·ч затраты на электроэнергию с применением ЧРП составят:
ЗЧРП = 218714266 525 = 1148249897рубсут. (4.45)
Затраты на электроэнергию без применения ЧРП (циклическая перекачка):
Зцп = 24384108 525 = 1 28016567 рубсут (4.46)
Таким образом определяем экономию затрат на использование электроэнергии при режиме с применением ЧРП:
????ЗЧРП = 1 28016567 – 1 148 249897= 131915773 руб сут . (4.47)
ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ
Охрана труда и окружающей природной среды охватывает целый комплекс технических технологических организационных и экономических мероприятий осуществляемых с одной целью - снижение воздействия производственных процессов на обслуживающий персонал и окружающую среду. Отсюда возникает необходимость разработки подхода к организации управления этой сферой деятельности предприятий.
Принцип комплексности в управлении охраной труда и окружающей среды предполагает учет всех сторон промышленной безопасности и природоохранной деятельности включая вопросы определения окружающей среды в процессе производства источников и масштабов загрязнения оценки экономического ущерба причиняемого народному хозяйству загрязнением среды внедрения природоохранных мероприятий и определения их экономической эффективности общей оценки природоохранной деятельности предприятий разработки эффективных путей снижения отрицательного воздействия производственных процессов на обслуживающий персонал и окружающую среду.
Определение путей улучшения промышленной безопасности и природоохранной деятельности нефтегазодобывающего объединения и его предприятий предполагает не только разработку и внедрение наиболее эффективных мероприятий но и совершенствование нормирования и планирования затрат на охрану труда и окружающую среду совершенствование системы экономического стимулирования внедрения мероприятий улучшение организации работ и материально-технического снабжения повышение роли моральных стимулов улучшение пропаганды и т.д.
Нефть является одними из основных энергоносителей без которого ни одна отрасль народного хозяйства не сможет обеспечить себе динамичное развитие. Поэтому необходимо эффективно управлять развивать и применять передовые технологии в том числе технологии ресурсосбережения в магистральном транспорте нефти.
Важная задача ресурсосбережения в трубопроводном транспорте сегодня – уменьшение прямых потерь нефти при транспортировке и утилизация выбросов.
Примерно 35-55 % от объема добычи нефти по тем или иным причинам сжигается на факелах или попадает в окружающую среду.
Ввиду большого количества выбросов газа и их негативного воздействия на окружающую среду был создан ряд законодательных проектов об энергосбережении и принятие обязанностей в рамках Киотского протокола согласно которым необходимо обеспечить к 2020 году сокращение выбросов газов в атмосферу на 40 % относительно базового уровня.
Нефтеперекачивающие станции агрегаты (НПА) высокой мощности установленные на современных нефтеперекачивающих станциях являются инженерными сооружениями эксплуатация которых неизбежно происходит с серьезными загрязнениями окружающей среды.
При работе НПА и разных технологических систем нефтеперекачивающих станций происходят выбросы загрязняющих веществ в атмосферу сбросы вредных веществ в водоемы образование токсиносодержащих отходов различные воздействия на почву на территории нефтеперекачивающей станции и т.п.
Распределение общей величины выбросов природного газа при его транспорте можно представить в виде следующих соотношений:
Общая величина выбросов на НПС - 100%
При пусках и остановках установки - 73%
Утечки (разливы при авариях) - 17%
- уплотнения запорной арматуры по штоку - 186%
- фланцевые и резьбовые соединения - 047%
- предохранительные клапаны - 29%
- уплотнения затвора свечной запорной арматуры - 767%
- уплотнения оборудования - 281%
- другое технологическое оборудование - 129%
Ремонтные работы аварийные ситуации и др. - 6%
Воздействие на почву и недра -25%
Приблизительные значения выбросов при выполнении технологических операций НПА представлены на рисунке 1.
Рисунок 1. Процентное соотношение выбросов нефти и сопутствующих вредных веществ при транспортировке
Потому при разработке мероприятий по охране труда и технике безопасности на нефтегазодобывающем объекте следует руководствоваться "Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности" "Правилами безопасности при эксплуатации установок подготовки нефти и газа на предприятиях нефтегазовой промышленности" "Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий" и др. нормативно-правовыми актами.
На человека в процессе его трудовой деятельности могут воздействовать опасные (вызывающие травмы) и вредные (вызывающие заболевания) производственные факторы (ГОСТ 12.0.003-74) которые разделяются на четыре группы: физические химические биологические и психофизиологические.
В таблице 1 указаны опасные и вредные производственные факторы воздействию которых подвергаются рабочие объекта исследования.
Проанализируем опасные и вредные факторы из таблицы 1 и определим мероприятия по устранению их воздействия.
Недостаточная освещённость рабочей зоны
Неправильно выбранное освещение значительно усложняет работу обсуживающего персонала что способствует снижению производительности труда а также может привести к травмированию.
Освещенность рабочих мест осуществляется с помощью естественного и искусственного освещения. Для проведения работ необходимо исследовать общее равномерное освещение. При этом освещенность зоны выполнения работ должна быть не менее 200 лк независимо от применяемых источников света ГОСТ 12.1.046- 2014 ССБТ освещенность периферийной зоны не менее 50 лк.
Равномерность распределения освещенности 050. При подъеме или перемещении грузов должна быть освещенность места работ не менее 50 лк при работе вручную и не менее 100 лк при работе с помощью машин и механизмов. Для устранения недостатка освещенности устанавливаются осветительные установки. Осветительная установка удовлетворяет требованиям норм если измеренная средняя освещенность освещаемой зоны или помещения не менее нормируемого значения.
Превышение уровней шума
Источниками шума в насосном зале являются: насосы электродвигатели трубопроводы элементы вентиляционных систем. Однако самые значительные воздействия оказывают насосные агрегаты. В соответствии с ГОСТ 12.1.003-83 для рабочего места такого типа устанавливается эквивалентный уровень звука ≤ 80 дБА. Зоны с уровнем звука или эквивалентным уровнем звука выше 80 дБА должны быть
Автоматизация производственных процессов на нефтеперекачивающей станции является решающим фактором в повышении производительности труда. Механизация освобождает рабочего от тяжёлого физического труда при выполнении основных и вспомогательных операций. Автоматизация позволяет практически полностью вывести человека из опасных зон превращая его из работника тяжёлого труда в оператора.
Важно понимать что к работе допускаются лица достигшие 18 летнего возраста прошедшие медкомиссию и аттестацию в установленном порядке имеющие необходимое образование для выполнения необходимых операций.
Расположение оборудования
Основное оборудование находится на нефтеперекачивающей площадке. Газоперекачивающие агрегаты расположены в блок-боксах заводского изготовления. Они состоят из двух половин: в одной расположен нагнетатель в другой - турбина. Газовая турбина устанавливается на отметке «0» на направляющих рельсах что необходимо для выката турбины из блок-бокса при производстве ремонтных работ. Здесь же в машинном зале расположена система маслохозяйства и щиты автоматики. Помещение нагнетателя отделено от машинного отделения перегородкой обеспечивающей герметичность одного отделения от другого.
Расстояние между блок-боксами выдерживается согласно противопожарных норм и составляет не менее 24м.
Рабочее место машиниста нефтеперекачивающей установки организуют исходя из условий обеспечения безаварийной и бесперебойной работы оборудования. На рабочем месте вывешивают инструкцию по обслуживанию определяющую назначение и показатели установки ее технологическую схему обязанности и права машиниста правила обслуживания возможные неисправности и способы их устранения порядок приема и сдачи смены. Рабочее место комплектуют необходимыми инвентарем и инструментами. Размеры машинного зала параметры оборудования для его отопления и вентиляции должны удовлетворять действующим нормам условиям безопасного обслуживания.
Обеспечение прочности герметичности и коррозийной стойкости оборудования.
Износ трубопроводов арматуры деталей обвязки на нефтеперекачивающей станции обусловлен воздействием механических нагрузок температурными и атмосферными изменениями коррозией. Всё это может иметь серьёзные последствия вплоть до аварии. Герметичность оборудования обеспечивается уплотняющими устройствами лабиринтами препятствующими выходу масла из полости нагнетателя. Для защиты от коррозии применяются установки катодной защиты (УКЗ).
Проектом предусматриваются следующие мероприятия по элекробезопасности:
заземление металлических частей электрооборудования через контуры заземления;
защита от статического электричества во взрыво - и пожароопасных производствах путём заземления технологического оборудования;
молниезащита взрывоопасных зданий и сооружений нефтеперекачивающей станции выполнена по второй категории; пожароопасных зданий и наружных установок - по третьей категории согласно КД 34.21.122-87;
оборудование всех электроустановок комплектами изолирующих средств индикаторами напряжения переносными заземлениями плакатами по охране труда.
Защитные устройства и знаки безопасности
На нефтеперекачивающей станции используются следующие защитные устройства: экраны; предохранительные клапаны; концевые выключатели; механические и электрические блокировки.
Также на нефтеперекачивающей станции применяются знаки безопасности и указатели: запрещающие и предписывающие.
Доступные прикосновению токоведущие части должны быть надежно ограждены изолирующими щитками и ширмами снабжены предупредительными плакатами: "Стой - опасно для жизни. Под напряжением".
На рукоятках всех отключающих устройств при помощи которых может быть подан ток к моменту проведения ремонтных работ необходимо вывешивать предупредительные плакаты: "Не включать - работают люди".
Снимать знак безопасности и плакат "Не включать - работают люди" следует после записи в журнале об окончании работы с указанием ответственного лица сообщившего об этом.
Безопасность подъёмно-транспортных операций
На нефтеперекачивающей станции применяются грузоподъёмные механизмы как в цехах (кран - балки) так и на открытых площадках (мобильные краны) для производства регламентных и ремонтных работ.
Безопасная работа с грузоподъёмными механизмами регламентируется «Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъёмных кранов». Для надёжности безопасности работ грузоподъёмные машины и механизмы проходят освидетельствование. В обеспечении безопасности работ с грузоподъёмными механизмами большое значение имеет также правильный подбор грузозахватных приспособлений. Кран-балки должны быть снабжены следующими приборами и устройствами:
- концевыми выключателями для автоматической остановки механизмов передвижения крана
- ходовой тележки и подъёма грузозахватных органов;
- блокировкой для автоматического снятия напряжения
- звонковой сигнализацией.
Мобильные краны также имеют ряд устройств безопасности: ограничители грузоподъёмности со звуковым и блокировочным приборами; концевые выключатели ограничения подъёма груза стрелы и прочее.
Подъемные устройства и такелажную оснастку своевременно подвергают периодическим проверкам и испытаниям.
При сборке и разборке агрегата ГПА с подъемом отдельных узлов и деталей необходимо использовать только исправные штатные и другие грузоподъемные средства и соответствующие поднимаемому грузу стропы.
Категорически запрещается превышать установленную грузоподъемность кранов талей и стропов.
Допускаемая грузоподъемность и сроки технического освидетельствования грузоподъемных средств должны быть указаны на оборудовании и приспособлениях. Все крановщики и стропальщики должны иметь удостоверения в соответствии с требованиями Ростехнадзора России.
Обеспечение пожарной безопасности объекта
Приборы и средства автоматизации выбраны с учётом требований предъявляемых к оборудованию размещённому на площадках с повышенной степенью взрыво- и пожароопасности. Электрические провода прокладываемые в зонах категорий В-1А и В-1Г защищаются металлическими трубами. Приборы соединительные коробки броня кабеля - заземляются. Искробезопасные сети прокладываются отдельно.
Взрывобезопасность обеспечивается применением соединительных коробок и датчиков с соответствующей степенью взрывозащиты. В помещениях с повышенной взрывоопасностью осуществляется непрерывный контроль загазованности. Для разовых проверок предусматриваются переносные газоанализаторы.
При возникновении пожара происходит автоматическая блокировка вентиляционных систем в производственных помещениях и пуск пожарных насосов. Обслуживание и ремонт средств автоматизации ведётся соответствующими службами.
На КС предусмотрены:
- Автоматическая пожарная сигнализация. Для автоматической подачи сигнала о возникновении очагов пожара в помещениях предусматривается установка автоматических пожарных извещателей дымового (ИП 212-2) и теплового (ИП 105-2) действия которые включаются в пожарный сигнально-пусковой концентратор ППС. [20]
-Пожарная сигнализация ручного действия. Для ручной подачи сигнала о возникновении пожара в помещениях и на территории нефтеперекачивающей станции предусматривается у входов вышеназванных помещений имеющих искусственное освещение установка пожарных ручных извещателей ИПР на высоте 15 м от уровня земли.
-Система предотвращения пожара. Для предотвращения возможности образования горючей среды на площадке газоперекачивающих агрегатов применяется система предусматривающая: применение негорючих и трудно-горючих веществ и материалов; установка пожарного оборудования в изолированном помещении.
Для горючих веществ применяется герметичное оборудование и запорные шары. Для предотвращения попадания в горячую среду источников зажигания предусматривается применение электрооборудования соответствующего классу взрыво-пожароопасности группе и категории взрывоопасной смеси.
Система противопожарной защиты объекта.
На нефтеперекачивающей станции для предупреждения распространения огня в цехе применяются огнестойкие противопожарные стены отделяющие машинный зал от нагнетательного которая образует разрыв между пожаро- и взрывоопасными установками. Противопожарные стены применяются в связи с тем что нагнетатели эксплуатируются во взрывоопасной зоне В - 1а. Для защиты объектов нефтеперекачивающей станции применена химическая автоматическая система пожаротушения БАГЭ4 - 1 и БАГЭ2 - 1 с применением хладона а также порошковых огнетушителей ОП-50 ОП-10 ОП-5 в зависимости от места установки. В местах связанных с присутствием электроустановок применяются углекислотные огнетушители ОУ-5 ОУ-10
Обязанности работника в области безопасности и охраны труда Работник обязан:
) соблюдать требования норм правил и инструкций по безопасности и охране труда а также требования работодателя по безопасному ведению работ на производстве;
) использовать по назначению спецодежду индивидуальные и коллективные средства защиты;
) немедленно сообщать своему непосредственному руководителю о каждом несчастном случае происшедшем на производстве о признаках профессионального заболевания а также о ситуации которая создает угрозу жизни и здоровью людей;
) проходить обязательные предварительные периодические (в течение трудовой деятельности) медицинские осмотры и предсменное медицинское освидетельствование в случаях предусмотренных законодательством Российской Федерации а также при переводе на другую работу с изменениями условий труда либо при появлении признаков профессионального заболевания за счет средств работодателя.
) применение средств измерений не прошедших государственные испытания поверку метрологическую аттестацию инструментов не соответствующих утвержденному типу;
) применение товаров материалов сырья не соответствующих санитарно - эпидемиологическим правилам и гигиеническим нормативам.
Общие требования техники безопасности на объекте:
При получении новой (незнакомой) работы требовать от мастера допо-лнительного инструктажа по технике безопасности.
При выполнении работы нужно быть внимательным не отвлекаться посторонними делами и разговорами и не отвлекать других.
В случае травмирования или недомогания прекратить работу известить об этом мастера и обратиться в медпункт.
Ниже приведены специальные требования безопасности.
Перед началом работы:
Привести в порядок свою рабочую одежду: застегнуть или обхватить широкой резинкой обшлага рукавов; заправить одежду так чтобы не было развевающихся концов одежды;
Надеть рабочую обувь. Работа в легкой обуви (тапочках сандалиях босоножках) запрещается ввиду возможности ранения ног острой и горячей металлической стружкой.
Внимательно осмотреть рабочее место привести его в порядок убрать все загромождающие и мешающие работе предметы. Инструмент приспособления необходимый материал и детали для работы расположить в удобном и безопасном для пользования порядке. Убедиться в исправности рабочего инструмента и приспособлений.
Убедиться что на рабочем месте пол в полной исправности без выбоин без скользких поверхностей и т. п. что вблизи нет оголенных электропроводов и все опасные места ограждены.
При работе с талями или тельферами проверить их исправность приподнять груз на небольшую высоту и убедиться в надежности тормозов стропа и цепи.
При подъеме и перемещении тяжелых грузов сигналы крановщику должен подавать только один человек.
Строповка (зачаливание) груза должна быть надежной чалками (канатами или тросами) соответствующей прочности.
При установке тяжелых деталей выбирать такое положение которое позволяет обрабатывать ее с одной или с меньшим числом установок.
Заранее выбрать схему и метод обработки учесть удобство смены инструмента и производства замеров. Перед началом работы необходимо пройти инструктаж либо получить наряд=допуск на выполнение работ.
2 Охрана окружающей среды
Охрана окружающей среды при строительстве и эксплуатации магистральных газопроводов – одна из важнейших задач от правильности решения которой зависит не только сохранность окружающей среды но и в значительной мере надежность самих газопроводов. Мероприятия по охране окружающей среды не могут быть разовыми после выполнения которых не требуется больше заниматься природной проблемой. Охрана окружающей среды начинается одновременно с началом строительства трубопровода и осуществляется в течение всего периода его эксплуатации.
При строительстве промышленных объектов запрещается применение таких методов работ которые могут привести к стойким или вредным последствием для окружающей среды включающей ландшафтные почвенные водные и растительные ресурсы воздух и животный мир; запрещается я применение технологий в проектируемых и сооружаемых объектах которые могут оказывать длительное вредное воздействие на окружающею среду; требуется предусматривать в проектах необходимые защитные сооружения конструкции и технологии которые обеспечили бы минимальные вредные воздействия на окружающею среду в период строительства и эксплуатации промышленных объектов в том числе и газопроводов.
2.1 Выбросы вредных веществ в атмосферу
При попадании в атмосферу вредные вещества физико-химически преобразуются а впоследствии либо рассеиваются либо вымываются. Уровень загрязнённости атмосферы находится в прямой зависимости от того произойдет ли перенос этих веществ на большое расстояние от их источника либо их скопление останется локальным. Предельная допустимая концентрация испарений в нефти составляет не более 10 мгм3.
Для снижения уровня загрязнения атмосферы выбросами углеводородов необходимо осуществлять мероприятия по сокращению потерь нефти в результате аварийного разлива нефтепровода и выбросов токсичных испарений.
Для устранения возможных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из магистральной насосной по причине не плотности технологического оборудования осуществляется комплекс мероприятий:
Проверка оборудования на прочность и герметичность;
Соблюдение правил эксплуатации;
Своевременная замена уплотнений насосов и запорной арматуры;
Оснащение насосного зала системой контроля загазованности.
Общая особенность всех нефтезагрязненных почв -изменение численности и ограничение видового разнообразия педобионтов (почвенной мезо -и микрофауны и микрофлоры). Последствия возникновения нефтяного загрязнения почв носят губительный характер:
· Происходит массовая гибель почвенной мезофауны: через три дня после аварии большинство видов почвенных животных полностью исчезает или составляет не более 1% контроля. Наиболее токсичными для них оказываются легкие фракции нефти.
· Изменяются фотосинтезирующие функции высших растений
· Дыхание почв также чутко реагирует на загрязнение нефтепродуктами. Для разных почв процесс реанимации проходит по-разному. Зависит он и от глубины проникновения продуктов в основание.
Например время реанимации почв достигает 25 лет при концентрации отходов 12 литров на квадратный метр. Временной интервал зависит от типа основания и погодных условий.
Однако при разработке нефтегазовых месторождений а также эксплуатации проявляются геодинамические процессы в виде деформаций (просадок) земной поверхности и сейсмических толчков разной силы.
Техногенные последствия геодинамических процессов могут отразиться на нарушении устойчивости промысловых сооружений и трубопроводов а также привести к возникновению аварийных ситуаций с выходом пластовых флюидов на поверхность и разрушением инженерных сооружений.
В газовой промышленности используются разнообразные методы подземного захоронения сточных вод таких как:
- закачка через глубокие скважины в поглощающие и продуктивные горизонты;
- закачка в искусственные подземные емкости;
- закачка небольшого объема токсичных сточных вод вместе с цементным раствором в толщу слоистых или сланцевых горных пород и др.
Подземное захоронение промышленных стоков позволяет предотвратить загрязнение ими грунтов открытых водоемов пресных подземных вод.
Следует заметить что подземное захоронение используется лишь в исключительных случаях когда невозможна их очистка обычными способами. Кроме того полигоны подземного захоронения могут быть источниками загрязнения пресных хозяйственно-питьевых вод верхних горизонтов.
Экологический гидрогеологический мониторинг то есть периодические повторяющие наблюдения предусматривает слежение за подземными и поверхностными водами а также слежение за всеми взаимосвязанными средами (атмосферой осадками породами и пр.).
2.4 Воздействие на окружающую среду в период строительства и эксплуатации нефтеперекачивающей станции
Контроль за соблюдением нормативов ПДВ выполняется в соответствии с требованиями "Методического пособия по расчету нормированию и контролю выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух (Дополненное и переработанное)".
Производственный контроль за соблюдением нормативов выбросов подразделяется на два вида:
контроль непосредственно на источниках;
контроль за содержанием загрязняющих веществ в атмосферном воздухе на границе санитарно-защитной зоны (СЗЗ) и ближайших населенных пунктов.
Для снижения негативного воздействия НПС предусматривается комплекс мероприятий:
– своевременное проведение планово-предупредительных ремонтов автотранспорта и строительной техники;
– постоянный контроль на токсичность выхлопных газов автотранспорта и выполнение немедленной регулировки двигателей в случае превышения нормативных величин;
– выбор оборудования арматуры трубопроводов средств КИПиА в соответствии с параметрами технологического процесса компремирования газа и условиями эксплуатации НПС;
– автоматическое регулирование и контроль расчетных параметров сигнализация об отклонениях от них возможность автоматического дистанционного и ручного управления арматурой для прекращения процесса в необходимых случаях;
– максимальное исключение фланцевых соединений;
– защита от механических повреждений эрозионного износа оборудования и трубопроводов;
– автоматическое или дистанционное отключение аварийного участка (или всей НПС) обеспечение взрывопожаробезопасности предупреждение развития промышленных аварий;
– контроль за выбросами загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных и передвижных источников загрязнения.
В целом аварии на нефтеперекачивающих станциях не являются глобальными и носят локальный временный характер. Вследствие этого их последствия не могут быть катастрофическими на окружающую среду. Площадка НПС в полной мере охвачена техническими и организационными мероприятиями по предотвращению распространения аварийных выбросов что определяет в общем случае локализацию поражающих факторов в пределах территории НПС.
Прежде всего как строители так и эксплуатационники должны понимать что обеспечение решения наилучших условий для окружающей среды является одновременно и гарантией создания наиболее благоприятных условий для работы самого нефтепровода.
Выбор трассы. Выбор трассы представляет большие возможности для уменьшения числа вредных воздействий на окружающею среду.
Пересечение водотоков. Наименьший вред окружающей среде наносится при пересечении водотоков по надземной схеме. Пересечение крупных горных рек должно осуществляется только по надземной схеме.
Прокладка в тоннелях в горных условиях наиболее предпочтительная с точки зрения охраны как природы так и самого газопровода.
Оползни. Обрушение оползней приводит к наиболее значительными нарушениям состояния окружающей среды.
Испытания трубопроводов. При испытании трубопровода водой должны быть точно определенны места водозабора и слива воды из труб после испытания.
Установка отсекающей арматуры.
Строительная полоса. При выполнении строительно-монтажных работ должны соблюдаться строгие требования к обеспечению чистоты местности после окончания строительных работ.
Рекультивизация земель и посев трав и иной закрепляющей грунт растительности. Для предотвращения роста промоин на склонах где проложена трасса газопровода необходимо проведение мероприятий по снижению расхода и гашению скорости формирующихся временных стоков вод. Особое внимание должно быть уделено выращиванию многолетних трав так как они прекрасно защищают почву от эрозии и прекращают дальнейшее образование промоин.
Пред началом строительства и при строительстве должна проводится разъяснительная работа по проблеме охраны природы в зоне строительства газопроводов.
Проектом должны предусматриваться защитные меры по сохранению окружающей среды.
Активизация оползней. Перемещение грунта вдоль труб приводит к ихоголению на продольных уклонах. Перемещение грунта поперек труб – наиболее опасное силовое воздействие грунта на трубопровод – обычно приводит к разрушению труб.
Аварийные сбросы газа и систематические утечки. Под аварийными понимается сбросы нефти в окружающею среду при разрывах труб.
В результате выполнения расчетов на основе данных проведен анализ конкурентных технических решений с помощью которого выбран наиболее подходящий метод регулирования режима перекачки а именно метод частотного регулирования.
Сравнение эффективности проведения исследования показало целесообразность частотного регулирования имеющего самый высокий показатель ресурсоэффективности Iр=48.
На основании полученных результатов делаем вывод о том что исследование оптимального метода регулирования режима перекачки является экономически обоснованным и оправданным.
Подводя итоги важно отметить что в разделах работы были рассмотрены и проанализированы вредные и опасные производственные факторы которые присутствуют в рабочей зоне НПС предложены мероприятия по снижению их воздействия. Раскрыты правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности на производстве. Было затронуто экологическое воздействие НПС как опасного производственного объекта.
В ходе выполнения квалификационной работы проведен анализ фактических режимов работы МНПП литературы и нормативнотехнической документации по теме исследования. Проведен анализ современных способов регулирования режима работы НП.
Показано что применение частотно-регулируемого привода в качестве системы регулирования режима перекачки увеличивает надежность и устойчивость работы МНС и нефтепродуктопровода в целом за счет оптимизации напорно-расходной характеристики снижение цикличности нагрузки и плавности пуска и остановки. Приведен пример расчета энергетических затрат на перекачку нефти для случая применения циклической перекачки и частотного регулирования который показал эффективность метода регулирования изменением частоты вращения рабочих колес МНА НПС. Для заданных исходных условий эффект составил 131 915773 руб.сут (113%).
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Бобрицкий Н. В. Основы нефтяной и газовой промышленности Н.В. Бобрицкий. - М.: Книга по Требованию 2012. - 202
Волков М.М. Справочник работниканефтегазовой промышленности. – М.: Недра 1989;
Комков В. А. Насосные и воздуходувные станции В.А. Комков Н.С. Тимахова. - М.: ИНФРА-М 2015. - 256 c.
Коршак А. А. Компрессорные станции магистральных нефтепроводов. А.А. Коршак. - М.: Феникс 2016. - 160 c.
Коршак Алексей Анатольевич Компрессорные станции магистральных газопроводов.. Гриф УМО вузов России Коршак Алексей Анатольевич. - М.: Феникс 2016. - 327 c.
Мешалкин В. П. Компьютерная оценка воздействия на окружающую среду магистральных трубопроводов. Учебное пособие В.П. Мешалкин О.Б. Бутусов. - М.: ИНФРА-М 2016. - 450 c.
Мурзакаев Ф.Г. Химизация нефтегазодобывающей промышленности и охрана окружающей среды. - М. 1999. - 35 с.
Федоров П.В. Совершенствование методов планирования технологических режимов и контроля процесса транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам Дис. канд. технич. наук. Ухта 2011
Халлыев Н.Х. Капитальный ремонт линейной части магистральных газонефтепроводов. 2-е изд. перераб. и доп. Халлыев Н.Х. Будзуляк Б.В. Н.Х. Халлыев Б.В. Будзуляк. - М.: МАКС Пресс 2016. - 287 c.
Нормативная литература:
- СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*;
- СП 86.13330.2014. Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП III-42-80*;
- СП 123.13330.2012. Свод правил. Подземные хранилища газа нефти и продуктов их переработки. Актуализированная редакция СНиП 34-02-99;
- ГОСТ 32569-2013. Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожароопасных и химически опасных производствах;
- ГОСТ Р 55989-2014 Магистральные газопроводы. Нормы проектирования на давление свыше 10 МПа. Основные требования;
- Приказ Минтруда РФ от 01.06.2015 N 336Н «Об утверждении правил по охране труда в строительстве»;
Подбор центробежного насоса насосной станции
Для подбора центробежного насоса блочной кустовой насосной станции в
системе ППД требуется провести следующие расчеты:
- Расчет проточного канала рабочего колеса;
- Расчет вала центробежного насоса;
- Расчет торцевого уплотнения (включает в себя расчет прижимных усилий обеспечивающих определенное контактное давление; расчет на прочность и жесткость винтовых пружин торцевого уплотнения; расчет мощности потребляемой торцовым уплотнением и расчет утечек уплотнении).
Расчет проточного канала рабочего колеса
Исходными данными для расчета являются основные параметры насоса:
- Подача насоса Q =180 м3 час = 005 м3 с ;
- Напор насоса Н =1400 м;
- Частота вращения вала насоса n =3000 об мин =50 об с;
- Количество ступеней в насосе m =11;
- Плотность перекачиваемой жидкости r =1000 кг м3 .
Для проведения расчета проточных каналов нужно рассчитать размеры
меридианного сечения рабочего колеса на рисунке 15а и отвода на рисунке 15б.
Этот расчет можно провести в такой последовательности:
Определяем коэффициент быстроходности по формуле:
где n – частота вращения колеса обмин; Q – подача насоса м3с;
Hст – статический напор создаваемый одной ступенью м.
ns = 65–центробежный насос является тихоходным (лопатки цилиндрические).
Определяется расход жидкости в каналах рабочего колеса по формуле:
Объемный КПД насоса зависит от коэффициента быстроходности колесо ns

icon 1. Технологическая схема НПС.cdw

1. Технологическая схема НПС.cdw
Центробежный насос НПС12065-750
Центробежный насос НПВ 2500-80
Центробежный насос для внутристанционных перекачек
Регулятор давления электроприводной
Задвижка с электроприводом
Устройство пуска (приема) скребка
Фильтр-грязеуловитель Ду 1400
Устройство сброса волны давления
Резервуар для сбора утечек
Турбопоршневая установка для поверки счетчиков
Задвижка с ручным приводом
Клапан предохранительный
Плотность нефти - 872
Остаточный напор- 40 м.
Внутренний диаметр трубопровода (уточненный) - 1185 мм.
Ориентировочная стоимость ЧРП - 68 000 тыс. руб.
Эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы - 0
Приведен пример расчета энергетических затрат на перекачку нефти
для случая применения циклической перекачки и частотного регулирования
который показал эффективность метода регулирования изменением частоты
вращения рабочих колес МНА НПС. Для заданных исходных условий эффект составил
Тариф на электроэнергию - 5
Затраты на электроэнергию с применением ЧРП составят:
Затраты на электроэнергию без применения ЧРП (циклическая перекачка):
определяем экономию затрат на использование
электроэнергии при режиме с применением ЧРП:
Условные обозначения
Экспликация технологического оборудования
Площадка фильтров-грязеуловителей
Насосная внешней перекачки
Узел регулирования давления
Фильт-грязеуловитель
Клапан предохранительный СППК
Технологическая схема
Технико-кономические показатели проекта

Рекомендуемые чертежи

Свободное скачивание на сегодня

Обновление через: 21 час 20 минут
up Наверх