Технологічні процеси транспортування російської експортної нафти по нафтопроводу Уличне-Долина

ВСТУП

Розвиток паливно-енергетичного комплексу України суттєво залежить від розвитку транспортної системи. Нафту і нафтопродукти можна транспортувати різними видами транспорту: залізничним, водним, трубопровідним та автомобільним. Кожний вид транспорту має економічно обґрунтовану сферу використання, яка залежить від об’єму і діяльності перевезень.

Трубопровідний транспорт нафти і нафтопродуктів, порівняно з іншими видами транспорту, характеризується низкою цінних переваг, а саме: низькою собівартістю транспортування, невеликими питомими капітальними затратами на одиницю транспортної роботи і швидкою окупністю затрат, безперебійним постачанням, що практично не залежить від кліматичних умов, незначними втратами нафти і нафтопродуктів при транспортуванні, можливістю перекачування кількох сортів нафти чи нафтопродуктів по одному трубопроводу, можливістю нарощування пропускної здатності трубопроводу за рахунок будівництва додаткових насосних станцій і прокладання паралельних ниток. Все це зумовило широке використання трубопровідного транспорту нафти і нафтопродуктів як у нашій країні, так і за кордоном.

У зв’язку зі значним дефіцитом власних вуглеводневих енергоносіїв трубопровідні системи нафтопроводів і нафтопродуктопроводів відіграють для економіки країни дуже важливе значення. Надійне функціонування і подальший розвиток цієї інфраструктури буде сприяти ефективному нафтозабезпеченню вітчизняних споживачів, надходженню значних коштів за транзит нафти через територію України, а також дасть можливість приймати нафтові енергоносії від альтернативних джерел.

Перекачування нафти і нафтопродуктів по трубопроводах пов’язане зі складними гідродинамічними та тепломасообмінними процесами. Практична реалізація трубопровідного транспортування нафти і нафтопродуктів вимагає наукового і методологічного забезпечення, а також високої кваліфікації фахівців, що здійснюють проектування та експлуатацію нафтопроводів та нафтопродуктопроводів.

Україна з її зручним географічним положенням має перспективи як з’єднувальна ланка між нафтовидобувними державами Каспійського регіону і найважливішими європейськими ринками.

Україна володіє розвиненою нафтопровідною системою. ВАТі“Укртранснафта” – національний оператор системи магістральних нафтопроводів України, яка є другою за величиною у Європі. Нафтопроводи компанії проходять по території 19 областей України і включають підприємство “Придніпровскі магістральні нафтопроводи”, “Південні нафтопроводи” в склад, яких входить “Морський нафтовий термінал “Південний” і підприємство “Магістральні нафтопроводи “Дружба”.

В системі нафтопроводів, загальна довжина яких складає 4500 км, працює 40 нафтоперекачувальних станцій загальною потужністю 355 тис. Вт. За останні роки обсяги транспортування нафти українськими нафтопроводами складають у середньому 64 – 66 мільйонів тон за рік. Експортний транзит – 53-55 мільйонів тон за рік. Фактична пропускна спроможність нафтопроводів філії магістральних нафтопроводів “Дружба” і філії “Придніпровські магістральні нафтопроводи” на вході в Україну складає 120,5 мільйонів тонн за рік, а на виході з України – 67,2 мільйонів тонн за рік. Придніпровські нафтопроводи забезпечують поставки нафти з Росії до східних нафтопереробних заводів України, а також прокачування її на експорт через нафтову гавань в Одесі та в напрямку Тихорєцька – Новоросійська із завантаженням на танкери. По нафтопроводах “Дружба” здійснюється, в основному, поставка російської нафти до країн Центральної Європи.

Нафтопровідна система України зовнішніми надходженнями нафти зв`язана тільки з російською нафтопровідною системою, що призводить до монопольного положення Росії в сфері постачання нафти в Україну.

Особливу роль в даний час відіграє філія МН “Дружба”, експлуатуючи нафтопроводи, що простяглися від кордону із Білорусією до 396 кілометру ділянки Мозир-Броди та Броди-Ужгород з відводом на Угорщину [1]. Загальна довжина нафтопроводів, що відносяться до МН “Дружба” в однониточному численні складає 1439,6 км. Крім цього, забезпечується робота “гарячих“ нафтопроводів Дрогобицького районного нафтопровідного управління довжиною 82 км. , по яких нафта Львівської і Івано-Франківської областей поставляється на Дрогобицький і Надвірнянський нафтопереробні заводи.

Схема магістральних нафтопроводів Дрогобицького нафтопровідного управління зображена в графічній частині (лист 1).

1 ХАРАКТЕРИСТИКА НАФТОПРОВОДУ УЛИЧНЕ – ДОЛИНА, ЯК

ОБ’ЄКТА ДОСЛІДЖЕНЬ

В даному дипломному проекті досліджуються технологічні процеси транспортування російської експортної нафти по нафтопроводу Уличне-Долина. Перед дослідженням роботи існуючого нафтопроводу розглянемо характеристику лінійної частини нафтопроводу, траси і характеристику нафтоперекачувальних станцій (НПС).

Якщо розглядати технологічну схему магістральних нафтопроводів Дрогобицького нафтопровідного управління, то такого нафтопроводу як Уличне-Долина не існує. Проте, між магістральними нафтопроводами Долина-Дрогобич і Орів-Дрогобич існує перемичка діаметром 2197 мм, за допомогою якої можливе перекачування нафти з НПС Орів на НПС Долина.

Використання такої товаротранспортної мережі, як даний нафтопровід набув актуального значення в останні роки. Це можна пояснити з впровадженими реконструкціями на нафтопереробному заводі (НПЗ) “Нафтохімік Прикарпаття”, який почав більш репродуктивно споживати таку сировину, як нафта.

Даний нафтопровід є складною системою, який відноситься до так званих неізотермічних нафтопроводів. Так, як збір нафти з Орів-Уличнянського родовища проводиться малими партіями, приблизно 500ітонн нафти на тиждень, то перекачування нафти по даному трубопроводу здійснюється циклічно.

  1. Характеристика траси і лінійної частини нафтопроводу

Уличне-Долина

Нафтопровід Уличне-Долина дає можливість проводити перекачувати високопарафінистої і швидкозастигаючої нафти Орів-Уличнянського родовища на НПС Долина.

Нафтопровід Уличне-Долина має протяжність 45922 м, діаметром 2197імм на ділянці від нульового до шостого кілометра і діаметром 2739імм на решті ділянці траси, побудований з суцільних безшовних труб першого класу зі сталі марки Ст4.

Початковою точкою нафтопроводу є нафтоперекачувальна станція Орів, а кінцевою НПС Долина. Різниця геодезичних відміток кінця і початку нафтопроводу складає 71 м. Найнижча точка – км 3 – перехід через річку Колодниця, найвища точка нафтопроводу – км 34.

На км 19 і км 22 траси через перемички з засувками № 401П, 402П, 403П, 404П нафтопровід має підключення до нафтопроводів Жулин-Дрогобич та Дружба-1. Лінійна частина нафтопроводу Уличне-Долина містить одинадцять лінійних засувок, які розміщені по трасі трубопроводу відповідно до діючих норм проектування [4], переходи через річки Колодниця, Ульчанка, Селянка, Стрий, Сукіль, Гериня, Свіча та переходи через автомобільні та залізничні шляхи, лінії електропередач та зв’язку, які відіграють важливе значення в процесі технологічного транспортування нафти, станції катодного захисту для захисту трубопроводу від корозійних явищ. Аварійний запас труб в об’ємі 0,3і% від протяжності трубопроводу зберігається на НПС Долина. Траса магістрального нафтопроводу Уличне-Долина обмежена охоронною зоною і оформлена кілометровими стовпцями.

За станом лінійної частини нафтопроводу ведуть спостереження лінійні обхідники-ремонтники і здійснюється її обслуговування однією аварійно-ремонтною бригадою, яка закріплена за НПС Долина.

Нафтопровід Уличне-Долина проходить по території двох областей – Івано-Франківської та Львівської. Рельєф траси нафтопроводу характеризується великою горизонтальною і вертикальною розчленованістю, а також крутими схилами, наявністю ярів, струмків та річок. Нафтопровід перетинає автомобільні дороги та залізничні колії. Ґрунти по трасі нафтопроводу представлені щільними суглинками жовто-сірого кольору, різнозернистими пісками і домішками гравію і гальки з домішками крупнозернистого піску, торфяно-мулистими і мулистими ґрунтами в поймах рік. Ґрунтові води залягають на глибині 0,5 – 2,5 м від поверхні землі.

Клімат Івано-Франківської та Львівської областей помірно-континентальний з підвищеною вологістю. Середньорічна температура повітря плюс 9,4і°С. Різниця середніх температур повітря найтеплішого і найхолоднішого місяців становить 23і°С. Найхолодніший місяць січень, середня температура якого мінус 4і°С, найтепліший місяць липень, плюс 17і°С. Глибина промерзання грунту від 0,5 до 0,6ім. Середньорічна кількість опадів 600 – 900імм. Сніговий покрив появляється в середині листопада - на початку грудня. Кінець стійкого снігового покрову - кінець січня - початок квітня. Протягом року переважають північно-західні і північно-східні вітри.

Проектна глибина залягання нафтопроводу 1 – 1,4 м, але в наслідок сільськогосподарських робіт та ерозії ґрунту глибина залягання нафтопроводу на даний час становить від 0,8 до 1,3 м. В місцях проходження нафтопроводу через балки зі струмками схили покрито дерном шириною 10 м.

Від НПС Орів нафтопровід проходить в північно-західному напрямі попри село Уличне. На третьому кілометрі нафтопровід перетинає ріку Колодниця, а на четвертому автомобільну дорогу Дрогобич-Уличне. А вже на шостому кілометрі траси нафтопровід різко за допомогою відводу міняє свій напрямок на протилежний і починає рухатися в південно-східному напрямі. Саме в цьому місці знаходиться перемичка між магістральними нафтопроводами Орів-Дрогобич і Долина-Дрогобич. Рельєф місцевості спокійний, нафтопровід обходить незначні промоїни. На км 10,7 траса нафтопроводу перетинається з річкою Уличанка. Роблячи декілька поворотів, нафтопровід проходить її лівим схилом. Далі нафтопровід перетинає ріку Колодниця, а біля с. Довголука – річку Селянка. Перехід через них здійснюється дюкером. На км 20 траса нафтопроводу перетинає залізницю Стрий – Мукачево і асфальтове шоссе. На двадцять другому кілометрі нафтопровід перетинає ріку Стрий. В місці переходу ріка має пряме і розгалужене русло без рукавів. Ширина ріки в місці переходу 157 м, глибина 2 м. Ліва пойма ріки відкрита, права пойма покрита кущами, береги ріки невисокі. Через ріку влаштовано повітряний перехід. Піший перехід через ріку здійснюється по місті довжиною 330 м. По обох боках переходу встановлені берегові колодязі з засувками. На км 29 траса нафтопроводу перетинає струмок Жилаву, а на км 30 – ріку Бережницю. Цей відрізок є найбільш тяжкою ділянкою. Оскільки долини рік Сукіль і Стрий розділяються одним із багаточисельних передгірь Східних Карпат, рельєф місцевості дуже пересічений. Далі траса нафтопроводу перетинає балку. Глибина балки 7,5 м, ширина по дну 3 м, вверху 25 м, схили круті, задерновані. Перехід здійснено через міст. На тридцять шостому кілометрі нафтопровід перетинає ріку Сукіль. Пойма ріки порізана струмками і староріччями, а також має заболочені ділянки. В місці перетину ширина ріки 23 м. Перехід через ріку здійснюється через міст довжиною 40 м. На км 41 траса нафтопроводу перетинає ріку Свіча. Береги ріки невисокі, обривисті. В поймі ріки нафтопровід перетинає три рукави. В місці перетину ширина ріки 10,5 м, глибина 1,6 м. Перехід здійснюється через міст довжиною 100м. З обох боків переходу встановлюються берегові колодязі. На 43 – 44 кілометрі нафтопровід перетинає два струмки: струмок Саджава і невеликий безіменний струмок. Береги струмка Саджава є високими і обривчистими, пойма струмка заболочена. Перехід через ці струмки здійснюється дюкером. Далі нафтопровід піднімається східним підніжжям височини і проходить по пересіченій місцевості. Рухаючись в південно-східному напрямку, повертає праворуч в обхід села Яворів і входить на НПС Долина.

При перетині з залізницями та шосейними дорогами труби поміщено в футляри діаметром 400 і 500 мм. Кінці футлярів відстають від колії на 25 м, а від обочин доріг на 10 м. Прокладання кожухів під шосейними дорогами і під насипом залізниці здійснено методом проколювання. З обох боків доріг на нафтопроводі встановлено колодязі з засувками, а також колодязі для аварійного відводу нафти. При перетині грейдерних доріг труби поміщені в стальні патрони і прокладання їх здійснено відкритим способом. В місцях проходу нафтопроводу поблизу населених пунктів облаштовано відвідні канали. Для приймання нафти влаштовано нафтоями біля колодязів аварійного скиду. Ємність однієї нафтоями 400 м3. Оскільки ґрунти на трасі нафтопроводу в основному суглинки і глини, екранування ям не проводилось. Відстань між нафтоямами 6 – 8 км. Для відключення окремих ділянок нафтопроводу у випадку аварійних пошкоджень і для проведення ремонту на окремих ділянках нафтопроводу змонтовано одинадцять засувок.

Креслення профілю траси нафтопроводу Уличне-Долина наведене в графічній частині (лист 2).

1.2 Характеристика технологічної схеми і обладнання НПС Орів як початкового пункту нафтопроводу Уличне-Долина

Технологічна схема НПС – це типова принципова схема технологічних комунікацій, що забезпечує виконання операцій по перекачуванню нафти і нафтопродуктів [1].

Насосні станції надають нафті певну потенційну енергію – енергію тиску, яка потім в трубопроводі перетворюється на кінетичну енергію рідини, а частина – втрати на переборювання тертя рідини об стінки труб.

Нафтоперекачувальна станція Орів підпорядковується Дрогобицькому нафтопровідному управлінню, яке було створене у 1972 році і відноситься до філії “Магістральні нафтопроводи "Дружба", створеного у відповідності до чинного законодавства України та статуту ВАТs“Укртранснафта”.

Нафтоперекачувальна станція розміщена поблизу села Уличне Дрогобицького району Львівської області і призначена для транспортування нафти з Орів-Уличнянського родовища на кінцевий пункт Дрогобич. Даний об’єкт безпосередньо межує з підприємством, яке бере участь у прийомі і зберіганні нафти і підпорядковується нафтогазовидобувному управлінню (НГВУ) “Бориславнафтогаз”, яке являється структурною одиницею ВАТs“Укрнафта”.

НПС Орів розташована на відстані 3 км від села Уличне. Під’їзні шляхи до об’єкту і на території об’єкту добрі. За пожежонебезпечностю виробництво об’єкту належить до категорії В-1, П-1. Електропостачання, водопостачання та паропостачання об’єкту здійснюється від мереж НГВУ “Бориславнафтагаз”.

Грунтові води зустрічаються на глибині від 0,8 до 1,2 м. Інженерно-геологічний розріз представлений насипним грунтом та суглинками.

На НПС Орів виконуються комерційні операції зі здачі нафти. На даному об'єкті знаходиться технологічна нафтонасосна, вузол пуску очисних пристроїв нафтопроводу Орів-Дрогобич, склад, електрощитова, побутові приміщення.

Технологічна схема НПС Орів наведена в графічній частині (лист 3).

Нафтонасосна Орів проводить перекачування нафти із резервуарного парку НГВУ “Бориславнафтагаз”, який складається з семи резеруарів (шість резервуарів РВС-1000 і один резервуар РВС-200) на кінцевий пункт Дрогобич, а також використовуючи існуючі перемички між нафтопроводами Орів-Дрогобич, Жулин-Дрогобич і Долина-Дрогобич потенційно може проводити транспортування нафти на НПС Долина, НПС Жулин і в нафтопровід Броди-Держкордон.

Для перекачування нафти на НПС Орів використовуються насосні агрегати Н-1 і Н-2. Технічні дані насосних агрегатів НПС Орів наведені в таблиці 1.5.

Складальне креслення магістрального насоса 6Н104 наведено в графічній частині (лист 5).

Таблиця 1.5 – Технічні дані насосних агрегатів НПС Орів

№

Марка насоса

Параметри

Н-1

6Н104

N = 160 кВт; n = 2950 об/хв;

Q = 110 м3/год; Н = 230 м.

Н-2

6Н104

N = 160 кВт; n = 2950 об/хв;

Q = 110 м3/год; Н = 230 м.

Н-3

9МГР

N = 125 кВт; Q = 400 м3/год.

Нафтонасосна є закритим приміщенням, обладнаним системою освітлення, припливно-витяжною вентиляцією, промканалізацією, системою водопроводів охолодження насосів, системою обігріву, системою сигналізації, системою газоаналізаторів, системою пожежогасіння і механічною кранбалкою. Електродвигуни насосних агрегатів, вентиляції та прилади контролю і основного та аварійного освітлення виготовлені у вибухобезпечному виконанні.

В приміщенні насосного цеху передбачене місцеве відсмоктування парів нафти від місць установки кінцевих ущільнень валів насосів. Витяжна вентиляція із верхньої зони приміщення є природною, а з нижньої – механічною. Приточна вентиляція в холодний період року забезпечується механічним способом, в теплий період – природним.

Система змащення насосних агрегатів є примусовою, циркуляційною. Її роботу контролює електроконтактний манометр. Система охолодження насосних агрегатів розрахована, виходячи з визначення загальної кількості енергії, яку необхідно відвести від працюючих насосних агрегатів .

Технологічні трубопроводи та трубопроводи газовирівнювальної системи прокладено підземно з підсиленою протикорозійною ізоляцією, а трубопроводи на площадках вузлів надземно, їх покрито масляною фарбою.

Трубопроводи допоміжного обладнання на НПС Орів розміщені підземно згідно норм проектування [4], а інколи наземно і надземно на низьких опорах. Для запобігання перевантажень комунікацій і арматури внаслідок можливого перевищення тиску передбачений запобіжний клапан, який розміщений на нагнітальному трубопроводі насоса 9МГР. Для очистки нафти від забруднень перед всмоктувальними трубопроводами насосів 6Н104 передбачені фільтри Ф-1 та Ф-2. На НПС Орів передбачені системи виробничого, протипожежного і господарсько-питного водопостачання, які безпосередньо постачаються від мереж НГВУ “Бориславнафтагаз”. В першому випадку обов’язковим є очищення води, особливо для системи господарсько-питного постачання.

Загалом, на території нафтоперекачувальної станції створені оптимальні умови праці для обслуговуючого персоналу.

1.3 Характеристика технологічної схеми і обладнання НПС Долина як кінцевого пункту нафтопроводу Уличне-Долина

НПС Долина є головною станцією нафтопроводів Долина-Надвірна та Долина-Дрогобич і розташована в селі Яворів Долинського району Івано-Франківської області. НПС Долина здійснює перекачування російської експортної суміші, як з ререзервуарів РВС-5000 № 1 та № 6, так і транзитом з нафтопроводу “Дружба” та швидкозастигаючої долинської нафти з резервуарів НГВУ, де вона зберігається при температурі від 20 до 30 °С, з її попереднім підігрівом в теплообмінниках НПС Долина до 75 °С по нафтопроводу Долина-Дрогобич на КП Дрогобич. Для запобігання застигання нафти в нафтопроводі по закінченні процесу перекачування долинську нафту замінюють незастигаючою сибірською.

НПС Долина умовно розділена на дві території – технологічну та виробничо-ремонтну.

На технологічній території розміщені: резервуарний парк, нафтонасосна, вузол підігріву, дренажна ємність, виробничий корпус, вузол обліку пари, вузол підігріву води, ємності запасу води для системи пожежогасіння, камера запуску очисних пристроїв; вузол обліку та контролю якості нафтопродуктів із запобіжними пристроями; вузол із регулюючими клапанами, або засувками; вузол приймання і відкачування витоків; трубопроводи; вузол змішування.

На виробничо-ремонтній території розміщені: виробничо-адміністративний корпус, гараж, склади, побутові приміщення, зварювальний майданчик, майданчик аварійної техніки, очисні споруди, автозаправочна станція, прохідна, аварійна складова, ангар дільниці бетонних виробів, навіс готової продукції, склад сипучих матеріалів.

Схема технологічних трубопроводів НПС Долина дозволяє виконувати операції :

– приймання нафти з магістрального трубопроводу;

– підігрів нафти у теплообмінниках;

– внутрішньобазові перекачування;

– захист технологічних трубопроводів від надмірного тиску за допомогою запобіжних клапанів;

– підмішування присадки типу РЕНА 2210.

Технологічна схема НПС Долина наведена в графічній частині (лист 4).

Подамо загальний опис основних вузлів технологічного обладнання, яке використовується на даному підприємстві.

Вузол підключення насосної станції до магістрального нафтопроводу суміщений з камерою запуску і прийому очисних пристроїв.

На НПС Долина з резервуарним парком передбачено вузол запуску очисних пристроїв. Всі операції щодо запуску, приймання чи пропускання поза станцією різноманітних поточних пристроїв повинні проводитись без зупинки перекачування.

До складу вузла запуску і приймання входять:

– камери запуску і приймання поточних пристроїв;

– трубопроводи та арматура;

– ємність для дренажу нафти з камер запуску і приймання;

– механізми для закладання, переміщення і витягання поточних пристроїв;

– сигналізатори проходження очисних та інших пристроїв;

– прилади контролю тиску.

Площадки вузлів запуску і приймання по периметру обгороджена.

З метою захисту лінійної частини від перевищення тиску на даному підприємстві встановлені запобіжні клапани на викиді нафти у магістральні нафтопроводи, а також на колекторі між насосами НПС 200-700 та підпірними насосами 10НД61. Скид нафти від запобіжних клапанів передбачено у резервуар № 1 через постійно відкриту засувку, а від клапанів на колекторі насосної у дренажну ємність.

До складу вузла запобіжних пристроїв входять:

– запобіжні клапани;

– запірна арматура;

– прилади контролю тиску.

У вузлі передбачено два запобіжні клапани, налаштовані на тиск спрацювання 45 кгс/см2. Вони автоматично відкриваються і скидають необхідний надлишок робочого середовища, тим самим запобігаючи можливості виникнення аварії.

Нафтонасосна, яка розміщена на НПС Долина – відкритого типу, обладнання розміщене під навісом. Нафтонасосна проводить перекачування прийнятої нафти по нафтопроводу Долина-Дрогобич магістральними насосними агрегатами № 1 або № 2 в парі з підпірними № 3 або № 4, а також може проводити перекачування в нафтопровід Броди-Держкордон та внутрішньостанційні перекачування підпірними насосами № 3 і № 4. Нафтонасосна обладнана системою стаціонарною системою пожежегасіння. Електродвигуни насосних агрегатів та прилади контролю і освітлення виготовлені у вибухобезпечному виконанні. Для приводу насосів НПС200-700 використовуються електродвигуни ВАО2-450 та LB-2У2, а для насосів 10НД61 приводи з електродвигунів КО 51-4У2.

Магістральні насоси з’єднуються послідовно, а підпірні – паралельно. В обв’язці магістральних і підпірних насосів в нагнітальних трубопроводах змонтовані зворотні клапани.

Технологічна обв’язка насосів змонтована з електропривідними засувками і системою охолодження основних насосів.

На період експлуатації трубопроводу з неповним завантаженням до виведення окремих його ділянок на повну потужність для магістральних насосів використовуються змінні ротори.

Перелік насосного обладнання, встановленого на НПС Долина, наведено в таблиці 1.2

Таблиця 1.2 – Перелік існуючого насосного обладнання присутнього на НПС Долина

№

Марка насоса

Параметри

1

НПС200-700

N = 400 кВт; n = 2950 об/хв;

Q = 200 м3/год; Н = 700 м.

2

НПС200-700

N = 400 кВт; n = 2950 об/хв;

Q = 200 м3/год; Н = 700 м.

3

10НД61

N = 75 кВт; n = 1475 об/хв;

Q = 390 м3/год; Н = 44,5 м.

4

10НД61

N = 75 кВт; n = 1475 об/хв;

Q = 390 м3/год; Н = 44,5 м.

На НПС Долина для підігрівання нафти використовуються два теплообмінники типу 1000ХП-16-М1/25-Б-Т4. Один із теплообмінників робочий, а другий перебуває в резерві. Максимальна температура пари на вході в теплообмінник 115 °С.

В теплообмінниках нафта підігрівається до температури, величина, якої насамперед залежить від проаналізованого стану навколишнього середовища.

Резервуарний парк складається з двох резеруарів, один з яких (№ 1) призначений для зберігання російської технологічної нафти, другий (№ 6) для зберігання долинської нафти. Резервуари побудовані за типовим проектом ТПі704-1-57. Навколо кожного резервуару є земляне обвалування. У всіх обвалуваннях передбачена ливнево-дощова каналізація, обладнана хлопавками. Резервуари встановлені на бетонних фундаментах, обладнані блискавкозахистом і заземленням, металоконструкції захищені від корозії. До резервуарів підведені технологічні нафтопроводи, паропроводи системи підігріву нафти, трубопроводи системи пожежегасіння та системи орошення резервуарів. Електрокабелі приладів контролю рівня та температури нафти прокладені в металічних коробах. Резервуари мають вмонтовані регістри для підігріву нафти, обв'язані газоурівнюючою системою, системою розмиву донних залишків і системою автоматичного пожежегасіння, обладнані системою дистанційного заміру рівня нафти – “КорВол”. Технологічна карта резервуарного парку НПС Долина показана в таблиці 1.3

Закачування нафти в резервуари здійснюється через один загальний для всіх резервуарів колектор, а випорожнення – через другий. Нафта по трубопроводу діаметром 219 мм закачується через засувку № 23 до РВС-5000 № 1 і через засувку № 25 до РВС-5000 № 6. А відкачується через засувку № 26 з РВС-5000 № 1 і засувку №27 з РВС-5000 № 6 по трубопроводу діаметром 329 мм.

Для уловлення будівельного сміття та інших механічних домішок на нафтоперекачувальній станції передбачений вузол фільтрів-брудовловлювачів.

Таблиця 1.3 – Технологічна карта резервуарного парку НПС Долина

№

п/п

№ резервуара по технологічній схемі

1

6

1

Тип резервуара

РВС-5000

РВС-5000

2

Кількість ПРП, шт.

2

2

3

Діаметр ПРП, мм

300

300

4

Віддаль від дна резервуара до осі ПРП, см

35,0

35,0

5

Мінімально допустимий рівень нафти, см

85

85

6

Об’єм мінімально-допустимого рівня, м3

313,5

340,3

7

Максимально допустимий робочий рівень нафти, см

1000

1000

8

Об’єм максимально-допустимого робочого рівня, м3

4044,1

4067,7

9

Максимальний аварійний рівень, см

1030

1030

10

Максимальна продуктивність заповнення резервуара, м3/год

250

250

11

Максимальна продуктивність опорожнення резервуара, м3/год

255

255

12

Об’єм одного см рівня, м3

4,077

4,074

13

Висотний трафарет, мм

12040

12135

14

Висота замірного стола, см

–

26

15

Тип і кількість дихальних клапанів, шт.

КД-250, 1

КД-250, 1

16

Тип і кількість запобіжних клапанів, шт.

КДС-1000, 1

КДС-1000, 1

17

Рівень гідровипробування водою, см

1030

1030

18

Висота врізки піногенератора, см

1076

1079

Фільтри оберігають магістральні насосні агрегати від попадання в них механічних частинок і можливого виникнення аварій. Періодично з них знімають покази. В разі перевищення значення перепаду тисків в обв’язці вузла фільтрів допустимої величини проводять очищення фільтрів.

На НПС Долина використовуються фільтри-брудовловлювачі виробництва “Салаватнефтемаш”. На підприємстві передбачено три фільтри, з яких два робочих і один резервний. Дренаж фільтрів передбачено в дренажну ємність площадки пуску засобів очистки і діагностики.

У разі крайньої необхідності вузол фільтрів може бути відключений з роботи повністю, тоді потік нафти не очищається, а направляється по байпасній лінії.

Технологічні трубопроводи на НПС Долина прокладено підземно з підсиленою протикорозійною ізоляцією, а трубопроводи на площадках вузлів надземно, покрито масляною фарбою і мінераловатною теплоізоляцією.

На НПС Долина базується аварійно-відновлювальна служба, яка здійснює ліквідацію пошкоджень і аварій нафтопроводу та проводить планово-попереджувальні роботи на нафтопроводі.

На НПС Долина також знаходиться дільниця по випуску бетонних виробів, які виготовляються для потреб філії МН Дружба (плитка тротуарна кількох видів, бордюри, стовпчики сигнальні для кабелів зв’язку і нафтопроводу, шамотні блоки для цегельного заводу).

2 ПОБУДОВА АНАЛІТИЧНИХ І ГРАФІЧНИХ МОДЕЛЕЙ ОСНОВНИХ

ВЛАСТИВОСТЕЙ НАФТИ ТА ЕНЕРГЕТИЧНОЇ ХАРАКТЕРИСТИКИ НПС Орів

2.1 Дослідження і розрахунок транспортабельних властивостей нафти

При перекачуванні нафт, які характеризуються ньютонівськими властивостями, з метою контролю транспортабельних властивостей прийнято визначати густину і кінематичну в’язкість транспортованої нафти за умов перекачування.

Густина – це фізична величина, що визначається масою рідини в одиниці об’єму. Одиниця вимірювання густини в Міжнародній системі одиниць SІ – кг/м3.

Густина нафти і нафтопродуктів залежить від температури, що має велике значення для їх обліку. Зміну густини внаслідок зміни температури t визначають за емпіричними формулами [3].

На практиці густину нафти і нафтопродуктів визначають за допомогою нафтоденсиметра (ареометра). Застосування нафтоденсиметрів базується на законі Архімеда, згідно з яким на тіло, занурене у рідину, діє виштовхувальна сила, що направлена вертикально вверх і дорівнює вазі рідини в об`ємі зануреної частини тіла.

В’язкість характеризує властивості рідин чинити опір відносному зсуву її частинок внаслідок дії зсуваючих сил. Згідно гіпотези Ньютона напруження внутрішнього тертя між двома шарами рідини прямо пропорційні градієнту швидкості по нормалі до напряму руху. Найчастіше для характеристики нафти і нафтопродуктів використовують показник кінематичної в’язкості.

Одиниця вимірювання кінематичної в'язкості в SI – м2/с. Крім того, використовують стокси і сантистокси (1 Ст = 1 см2/с = 10-4 м2/с = 100 сСт).

Із збільшенням температури в’язкість, густина нафти і нафтопродуктів зменшується. За певних температур її можна визначити за в’язкісно-температурними кривими, які називаються віскограмами. При проведенні проектних розрахунків трубопроводів прийнято вважати, що температура нафти дорівнює температурі ґрунту на глибині укладання трубопроводу.

Для побудови в'язкісно-температурної залежності необхідно мати дані про величину коефіцієнта кінематичної в'язкості рідини, що перекачується, хоча б при двох значеннях температури в діапазоні робочих температур у трубопроводі.

По нафтопроводу Уличне-Долина згідно із завданням на дипломний проект будемо вважати, що ведеться перекачування російської експортної суміші. Фізико-хімічні властивості перекачуваної нафти визначають в спеціалізованій лабораторії, що розміщена на території КП Дрогобич.

Для подальших розрахунків нам знадобляться загальні фізичні дані російської експортної сировини при 20 оС, які наведені в таблиці 2.1.

Таблиця 2.1 – Фізичні властивості нафти

№

п/п

Показники

Російська нафта

1

Густина при 20 0С, кг/м3

861,6

2

Температура застигання, 0С

-11

3

Вміст парафіну, %

4,8

4

Вміст сірки, %

1,3

5

Вміст води, %

0,06

6

Вміст механічних домішок, %

0,0092

5

В’язкість: при 20 0С, сСт

при 50 0С, сСт

20

8

Середньомісячні температури ґрунту на глибині укладання нафтопроводу Уличне-Долина за даними багаторічних спостережень наведено в таблиці 2.2

Таблиця 2.2 – Значення середньомісячних температур ґрунту на глибині укладання трубопроводу Уличне-Долина

Місяць

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Температура, оС

2,5

2,7

3

4,3

11,6

15,8

17,1

16,0

13,6

12,1

9,2

3,5

Для проведення гідравлічних розрахунків необхідно знати фізичні властивості нафти при різних температурах.

Для того, щоб визначити густину нафти при будь-якій температурі використовують формулу

(2.1)

де – густина нафти при будь-якій температурі t, кг/м3;

– густина нафти за 20 оС, кг/м3;

– температурна поправка, кг/(м3·град).

(2.2)

Для визначення в’язкості нафти користуються в’язкісно-температурною кривою (віскограмою). Для побудови цієї залежності скористаємось формулою Рейнольдса-Філонова

(2.3)

де – в’язкість нафти при будь-якій температурі t, сСт;

– в’язкість нафти при температурі , сСт;

– коефіцієнт крутизни віскограми.

, (2.4)

де – значення коефіцієнтів кінематичної в’язкості при температурах і .

Побудуємо графічні залежності густини і в’язкості перекачуваної нафти від температури. Для цього використаємо ряд температур (0 – 20) оС.

Для прикладу обчислимо значення цих властивостей при температурі 10 оС.

Використовуючи формули (2.1) і (2.2), отримаємо

За формулами (2.4) і (2.3) розрахуємо коефіцієнт крутизни віскограми і в’язкість нафти при температурі 10 оС

Решта значень обчислені аналогічно і результати обчислень зведені у таблицю 3.3.

Таблиця 2.3 – Значення густини і в’язкості нафти залежно від температури

Температура, оС

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Густина, кг/м3

875,4

874,1

872,7

871,3

869,9

868,5

867,1

865,8

864,4

863,0

861,6

В’язкість, сСт

36,8

34,7

32,6

30,7

28,9

27,1

25,5

24,0

22,6

21,3

20,0

За допомогою Microsoft Excel за результатами таблиці 2.3 побудовані графічні залежності, що наведені на рисунках 2.1 та 2.2.

Аналогічні розрахунки виконаємо для середньомісячних температур ґрунту на глибині укладання нафтопроводу.

Контрольний приклад розрахунку проведемо при середній температурі ґрунту на глибині укладання нафтопроводу протягом січня.

Використовуючи формули (2.1) та (2.3) отримаємо

Решта значення прораховані аналогічно і зведені до таблиці 2.4.

Таблиця 2.4 – Значення густини і в’язкості нафти при середньомісячних температурах ґрунту на глибині укладання нафтопроводу

Температура,

оС

2,5

2,7

3

4,3

11,6

15,8

17,1

16

13,6

12,1

9,2

3,5

Густина,

кг/м3

873,7

873,6

873,4

872,5

867,4

864,5

863,6

864,4

866,0

867,1

869,1

873,0

В’язкість,

сСт

34,1

33,9

33,6

32,3

25,8

22,7

21,9

22,6

24,3

25,5

27,8

33,1

За результатами обчислень, що наведені в таблиці 2.4 використовуючи програмне забезпечення Microsoft Excel, будуємо графіки динаміки зміни густини і в'язкості нафти від сезонних змін умов перекачування.

Протягом року відбувається транспортування нафти трубопровідним транспортом при різних температурах ґрунту на глибині укладання трубопроводу. Отже, цей фактор впливає на зміну густини (рисунок 2.3) та зміну кінематичної в'язкості нафти (рисунок 2.4), що транспортується по трубопроводу. В свою чергу зміна кінематичної в’язкості і густини суттєво впливає на режими роботи нафтопроводу.

Рисунок 2.1 – Залежність густини нафти від температури

Рисунок 2.2 – В’язкісно-температурна залежність

Рисунок 2.3 – Динаміка зміни кінематичної в’язкості протягом року

Рисунок 2.4 – Динаміка зміни густини протягом року

Провівши аналіз змін в'язкості і густини нафти за місяцями протягом року можна зробити наступні висновки. Зміна в'язкості нафти в залежності від температури має експонентний характер і її значення зменшується при збільшенні температури. Залежність густини нафти від температури є пропорційно-лінійною і її значення зменшується при збільшенні температури.

  1. Побудова аналітичних моделей основного технологічного обладнання на НПС Орів

2.2.1 Математичне моделювання графічних характеристик насосного обладнання

Кожен насос має технічну і графічну характеристику, що наводяться в його паспорті [6]. Технічна характеристика містить номінальні параметри роботи, тобто параметри, що відповідають режиму роботи при максимальному коефіцієнту корисної дії (ККД).

В процесі експлуатації трубопроводу насоси можуть працювати при різних режимах. Тобто виникає практична необхідність визначення напору, ККД, потужності та інших параметрів насоса для будь-якого значення подачі. Це завдання вирішується з допомогою графічних характеристик насосів або їх математичних моделей.

З достатньою, для практичних розрахунків точністю, робоча зона напірної характеристики нафтових насосів описується такою математичною моделлю:

, (2.5)

де – коефіцієнти математичної моделі.

Ці коефіцієнти можуть бути визначені за координатами двох точок напірної характеристики насоса у робочій зоні.

, (2.6)

, (2.7)

Де Н1, Н2 – напір насоса при подачі Q1, Q2 відповідно.

На НПС Орів розміщений насосний цех, який оснащений, як зазначалося вище двома насосними агрегетами 6Н104 і одним поршневим насосом марки 9МГР. Враховуючи те, що поршневі насоси в трубопровідному транспорті, як правило не використовуються, то будемо вважати, що на дану прилеглу ділянку нафтопроводу Уличне-Долина можуть працювати лише два послідовно з’єднаних між собою магістральні насоси типу 6Н104.

Покажемо технічну характеристику насоса 6Н104 у вигляді таблиці 2.5

Таблиця 2.5 – Технічна характеристика насоса 6Н104

Марка

насоса

Подача, м3/год

Напір, м

ККД, %

Максимальний тиск, МПа

Допустимий кавітаційний запас, м

6Н104

110

230

63

9,81

3,0

Розробимо математичні моделі характеристик основного обладнання НПСіОрів для насоса 6Н104 спираючись на його графічну характеристику.

Для математичного моделювання напірної характеристики насоса використовуємо координати двох точок із зони, в якій найбільш ефективна робота насоса (зона у проміжку 0,8Qн < Qн < 1,2Qн).

Використовуємо координати таких двох точок:

= 88 м3/год = 0,0244 м3/с, = 243 м;

= 132 м3/год = 0,0366 м3/с, = 216 м.

За формулами (2.6) і (2.7) обчислюємо коефіцієнти математичної моделі напірної характеристики магістрального насоса

Таким чином, математична модель напірної характеристики магістрального насоса 6Н104 приймає вигляд

.

2.2.2 Побудова аналітичної моделі роботи НПС Орів

Визначимо математичні моделі НПС Орів при різній кількості включених основних насосів

(2.8)

де – напір станції при різній кількості включених основних насосів, м;

, – коефіцієнти математичної моделі НПС.

(2.9)

(2.10)

де – кількість працюючих на НПС основних насосів.

Отже, при включенні одного магістрального насоса

(2.11)

При роботі на НПС двох основних насосів

(2.12)

2.3 Побудова графічної характеристики роботи НПС Орів

Магістральні насоси на сучасних нафтопроводах здебільшого з’єднують послідовно, а підпірні – паралельно. В свою чергу підпірні і магістральні насоси працюють послідовно [1].

У випадку послідовної роботи відцентрових насосів при постійній подачі додається напір. За цим принципом можна графічним способом побудувати напірну характеристику послідовно працюючих насосів (рисунок 2.5).

Така напірна характеристика була побудована на основі паспортних характеристик магістральних насосних агрегатів марки 6Н104. При цьому ми задавались відповідним діапазоном витрат, за яким з характеристик і зняли відповідні значення напору. Ці значення продуктивностей і напору наведені в таблиці 2.6.

Таблиця 2.6 – Значення подач і напору, зняті з паспортних характеристик

насоса марки 6Н104

Витрата, м3/с

Напір, м

(один магістральний)

Напір, м

(два магістральних)

0

265

530

50

258

516

100

237

474

150

202

404

200

153

306

250

90

180

Рисунок 2.5 – Графічний метод побудови характеристики послідовно

працюючих насосів марки 6Н104

3 РОЗРАХУНОК ПРОПУСКНОЇ ЗДАТНОСТІ НАФТОПРОВОДУ

УЛИЧНЕ – ДОЛИНА

3.1 Характеристика існуючої розрахункової схеми нафтопроводу та формування вихідних даних для гідравлічних розрахунків роботи нафтопроводу Уличне – Долина

Визначення пропускної здатності нафтотранспортної системи є одним із основних технологічних розрахунків як при проектуванні, так і при експлуатації трубопроводів для перекачування нафти і нафтопродуктів [2].

Під пропускною здатністю трубопроводу будемо розуміти максимальну кількість рідини, яка може бути транспортована при конкретній схемі роботи насосних агрегатів на насосній станції, при конкретній схемі роботи лінійної частини (підключення лупінгів, паралельних ниток тощо), при діючих технологічних обмеженнях режимних параметрів роботи трубопроводу і при конкретних сезонних умовах перекачування.

Пропускна здатність нафтопроводу або нафтопродуктопроводу може бути визначена графоаналітичним і аналітичним методами. На сьогодні перевага віддається аналітичним методам розрахунку режимів роботи насосних станцій і трубопроводу з використанням засобів обчислювальної техніки.

Розрахункова схема існуючого стану нафтопроводу Уличне-Долина наведена на рисунку 3.1.

Рисунок 3.1 – Розрахункова схема нафтопроводу Уличне-Долина

Знаходимо еквівалентний діаметр нафтопроводу Уличне-Долина.

Еквівалентний діаметр послідовно працюючих ділянок трубопроводу знаходиться за формулою

, (3.1)

де – внутрішній діаметр - ого елемента складного трубопроводу, мм;

– коефіцієнт, який залежить від режиму руху рідини в трубопроводі, рух нафти найчастіше відбувається в зоні гідравлічно гладких труб (зона Блазіуса) [1], то приймаємо, що m=0,25;

– довжина і-ої ділянки, км;

Для практичних розрахунків приймаємо

. (3.2)

За формулою (3.1) знаходимо еквівалентний діаметр перегону НПС Орів-НПС Долина

.

Максимально допустимі тиски в трубопроводі Рдоп, згідно з [4], становить Рдоп= 8,3 МПа.

Визначення пропускної здатності трубопроводу необхідно проводити з урахуванням технологічних обмежень щодо максимально допустимого тиску на виході НПС Орів та технологічно необхідного тиску у кінці ділянки, який рівний тиску на вході в НПС Долина.

Приймаємо технологічно необхідний напір нафти у кінці ділянки нафтопроводу.

Залишковий напір в кінці трубопроводу, який необхідний для того, щоб можна було на кінцевій станції Долина перекачувану нафту відразу зберігати у резервуарах, буде становити м. ККД електродвигуна для приводу магістрального насоса приймаємо рівним [2].

Враховуючи фактичний стан внутрішньої поверхні нафтопроводу, приймаємо абсолютну еквівалентну шорсткість труби ke = 0,3 мм.

На режими перекачування нафти суттєво впливають її фізичні властивості – густина і в’язкість, які, у свою чергу, помітно залежать від температури нафти. Для моделювання залежності густини нафти від температури необхідно знати густину даної нафти при температурі 20 оС.

При проведенні проектних розрахунків нафтопроводів прийнято вважати, що температура нафти дорівнює температурі ґрунту на глибині укладання трубопроводу. Тому для проведення аналізу залежності пропускної здатності трубопроводу від сезонних умов перекачування необхідно мати зазначені температури для кожного кварталу або кожного місяця року.

3.2 Алгоритм розрахунку пропускної здатності нафтопроводу

Уличне-Долина

Нижче наведений алгоритм розрахунку пропускної здатності і норми витрати електроенергії при реалізації будь-якого варіанта роботи магістрального нафтопроводу довільної конфігурації.

Методика визначення пропускної здатності нафтопроводу (експлуатаційної ділянки) залежить від його структури. Для нафтопроводів з одним перегоном (однією НПС), пропускна здатність може визначатись шляхом спільного розв’язування рівняння гідравлічної характеристики лінійної частини та сумарної напірної характеристики насосів, які працюють при даному режимі роботи.

Пропускна здатність системи НПС Орів – прилегла ділянка трубопроводу визначаємо методом ітерацій по витраті транспортованої рідини для кожного значення розрахункової температури нафти .

Задаємося першим наближенням годинної витрати рідини , яке значно менше за пропускну здатність системи.

Визначаємо секундну витрату рідини у трубопроводі за формулою

. (3.3)

Знаходимо середню швидкість руху рідини в трубопроводі

, (3.4)

де – внутрішній діаметр трубопроводу, м.

Розрахункові значення густини і в’язкості нафти для кожного значення температури ґрунту на глибині укладання трубопроводу вже визначені (табл. 2.4).

Обчислюємо число Рейнольдса у нафтопроводі за формулою

. (3.5)

Знаходимо перше перехідне число Рейнольдса, яке розмежовує зону гідравлічно гладких труб і зону змішаного тертя турбулентного режиму

. (3.6)

Вибираємо математичну модель для коефіцієнта гідравлічного опору залежно від того, у якій зоні турбулентного режиму відбувається перекачування рідини.

Якщо виконується умова

, (3.7)

то коефіцієнт гідравлічного опору обчислюється за формулою Блазіуса

. (3.8)

Формула Блазіуса дає адекватні результати при виконанні додаткової умови

. (3.9)

У випадку, якщо виконується умова , то перекачування рідини відбувається у зоні змішаного тертя турбулентного режиму. Для цієї зони запропоновані десятки математичних моделей для визначення коефіцієнта гідравлічного опору. В обчислювальному алгоритмі, що розглядається, закладена логарифмічна формула Альтшуля

. (3.10)

Втрати напору на тертя обчислюємо за формулою Дарсі-Вейсбаха

, (3.11)

де – довжина прилеглої ділянки трубопроводу, м;

– прискорення вільного падіння, м/с2.

Загальні втрати напору в трубопроводі визначаються за формулою

, (3.12)

де – різниця геодезичних позначок кінця і початку ділянки трубопроводу, м;

– напір, який необхідно забезпечити у кінці ділянки, м.

Визначаємо напір на виході насосів НПС Орів при прийнятому значенні витрати рідини у трубопроводі за формулою (3.12).

Обчислюємо максимально допустимий напір рідини із умов міцності трубопроводу

, (3.13)

де – максимально допустимий тиск рідини із умови забезпечення міцності

трубопроводу.

Якщо виконується умова

, (3.14)

то напір рідини на початку ділянки трубопроводу (після регуляторів тиску НПС) приймаємо рівним максимально допустимому напору

. (3.15)

Якщо забезпечується умова

, (3.16)

то напір рідини на початку ділянки трубопроводу (після регуляторів тиску НПС) приймаємо рівним напору на виході насосів

. (3.17)

Перевіряємо виконання рівняння балансу напорів при прийнятому значенні витрати рідини у трубопроводі. Для цього порівнюємо між собою напір рідини на початку ділянки трубопроводу і загальні втрати напору .

При виконанні умови

(3.18)

то збільшуємо витрату рідини у трубопроводі за умовою

, (3.19)

де – необхідна точність гідравлічного розрахунку;

– крок зміни годинної витрати рідини у трубопроводі при ітераціях.

Після завершення ітерацій одержуємо пропускну здатність нафтопроводу Уличне-Долина з врахуванням наявних обмежень тиску рідини у трубопроводі.

Знаходимо ККД магістрального насоса при подачі, яка відповідає пропускній здатності системи

, (3.20)

де – максимальне значення ККД магістрального насоса, = 0,63;

– номінальна подача магістрального насоса, м3/год.

Визначаємо спожиту потужність насосів на реалізацію режиму перекачування з витратою, яка відповідає пропускній здатності системи НПСіОрів – нафтопровід

, (3.21)

де – коефіцієнт корисної дії електродвигуна, привода магістрального насоса,

= 0,95 – 0,97 [2].

3.3 Контрольний приклад розрахунку пропускної здатності

нафтопроводу Уличне-Долина

Контрольний приклад розрахунку пропускної здатності виконуємо для найгірших умов перекачування, а саме при максимальній в’язкості нафти, яка відповідає мінімальній температурі ґрунту на глибині укладання трубопроводу (див. таблицю 2.4).

Розглянемо випадок, коли на НПС Орів працюють послідовно два магістральні насоси – тобто повне завантаження ділянки нафтопроводу.

Багатоваріантні розрахунки нафтопроводу будуть проведені за створеною програмою NS1, що розроблена в GW Basic, однак з метою перевірки правильності результатів програми виконаємо один із розрахунків з використанням калькулятора.

Для першого наближення приймаємо витрату нафти рівною Qгод = 100 м3/год.

За виразом (3.3) обчислюємо секундну витрату нафти

м3/с.

За формулою (3.4) визначаємо середню швидкість руху рідини в трубопроводі

м/с.

В’язкість і густина нафти при розрахунковій температурі вже визначені

Обчислюємо число Рейнольдса за математичним виразом (3.5)

.

За формулою (3.6) знаходимо перше перехідне число Рейнольдса

Отже, рух нафти відбувається в зоні гідравлічно гладких труб.

Визначаємо коефіцієнт гідравлічного опору за формулою Блазіуса

Втрати напору на тертя знаходимо за формулою Дарсі-Вейсбаха

м.

Загальні втрати напору в трубопроводі визначаються за формулою (3.12)

м.

За формулою (2.12) визначаємо напір, створений насосами НПС Орів при прийнятому значенні витрати нафти

м.

Обчислюємо максимально допустимий напір нафти із умови міцності трубопроводу, використовуючи при цьому формулу (3.13)

м.

Оскільки виконується умова (3.16), то напір рідини на початку ділянки трубопроводу (після регуляторів тиску НПС) приймаємо рівним напору на виході насосів

м.

Перевіряємо виконання рівняння балансу напорів у нафтопроводі

м.

Дисбаланс напорів значно перевищує задану точність гідравлічних розрахунків ( = 1 м). Це свідчить про те, що пропускна здатність системи за зазначених вище умов більша за прийняте значення витрати м3/год.

Робимо друге наближення.

Для другого наближення приймаємо витрату нафти у нафтопроводі рівною м3/год і повторюємо всі необхідні розрахунки, використовуючи формули (3.3) – (3.18)

м3/с,

м/с,

,

м,

м,

м,

м,

м.

Рівняння балансу напорів у нафтопроводі виконується із заданою точністю, що свідчить про закінчення ітерацій по витраті і про визначення пропускної здатності системи.

Обчислюємо ККД магістрального насоса при подачі, що відповідає пропускній здатності системи

.

Знаходимо спожиту потужність насосів на перекачування нафти із витратою, що дорівнює пропускній здатності системи

кВт.

3.4 Характеристика програмного забезпечення для визначення пропускної здатності нафтопроводу

Реалізація наведеного вище алгоритму пов'язана з використанням методу послідовних наближень. Окрім того, розрахунки виконуються при різній кількості послідовно працюючих магістральних насосів і при різних значеннях розрахункової температури нафти. Це доводить необхідність використання обчислювальної техніки при визначенні пропускної здатності нафтопроводів та нафтопродуктопроводів.

Описаний вище алгоритм реалізований у розробленій програмі NS1, яка написана на мові GWBASIC. Програма за структурою розгалужена, циклічна. Вихідні дані вводяться за допомогою операторів DATA і READ. За один раз виконуються розрахунки при конкретному значенні кількості послідовно працюючих насосів і необхідній кількості значень розрахункової температури (по кількості кварталів, місяців тощо). При використанні програми необхідно в операторах DATA замінити всі числові значення згідно із завданням і далі запустити програму на виконання.

Перелік вхідних ідентифікаторів програми NS1 наведений у таблиці А.1 (Додаток А). Текст програми наведений у додатку Б. Приклад роздруківки з результатами визначення пропускної здатності нафтопроводу Уличне-Долина показаний у додатку В.

3.5 Аналіз результатів розрахунку пропускної здатності нафтопроводу

Уличне-Долина

Використовуючи програму NS1, визначаємо пропускну здатність системи з врахуванням сезонних змін умов перекачування при одному, двох послідовно працюючих магістральних насосів. Одержані роздруківки наводимо у додатку В пояснювальної записки.

Таким чином, за результатами обчислень за циклічною розгалуженою програмою NS1 складені технологічні карти режимів роботи нафтопроводу (таблиці 3.2 – 3.3).

Таблиця 3.2 – Результати визначення пропускної здатності нафтопроводу Уличне-Долина (кількість послідовно працюючих магістральних насосів = 2)

Місяць

, кг/м3

,

сСт

Q,

м3/год

Hдоп,

м

Нст, м

Нп, м

Нзаг, м

, %

Nст, кВт

Січень

873,7

34,1

157

968

393

393

392

51,7

292

Лютий

873,6

33,9

157

969

393

393

392

51,6

292

Березень

873,4

33,6

157

969

392

392

391

51,6

293

Квітень

872,5

32,3

157

970

391

391

391

51,3

294

Травень

867,4

25,8

161

975

386

386

385

49,7

304

Червень

864,5

22,7

163

979

382

382

381

48,6

310

Липень

863,6

21,8

164

980

381

381

380

48,3

312

Серпень

864,4

22,6

163

979

382

382

381

48,6

310

Вересень

866,0

24,3

162

977

384

384

383

49,2

307

Жовтень

867,1

25,4

161

976

385

385

385

49,5

305

Листопад

869,1

27,8

160

974

387

387

387

50,2

301

Грудень

873,0

33,1

157

969

392

392

391

51,5

293

Таблиця 3.3 – Результати визначення пропускної здатності нафтопроводу Уличне-Долина (кількість послідовно працюючих магістральних насосів =1)

Місяць

, кг/м3

,

сСт

Q,

м3/год

Hдоп,

м

Нст, м

Нп, м

Нзаг, м

, %

Nст, кВт

Січень

873,7

34,1

101

968

237

237

236

62,6

94

Лютий

873,6

33,9

101

969

236

236

236

62,6

94

Березень

873,4

33,6

101

969

236

236

236

62,6

94

Квітень

872,5

32,3

101

970

236

236

235

62,6

94

Травень

867,4

25,8

104

975

235

235

234

62,8

95

Червень

864,5

22,7

106

979

234

234

233

62,9

95

Липень

863,6

21,8

107

980

233

233

233

62,9

96

Серпень

864,4

22,6

106

979

234

234

233

62,9

95

Вересень

866,0

24,3

105

977

234

234

233

62,9

95

Жовтень

867,1

25,4

104

976

235

235

234

62,8

95

Листопад

869,1

27,8

103

974

235

235

234

62,8

94

Грудень

873,0

33,1

101

969

236

236

235

62,6

94

За результатами обчислень, використовуючи програмне забезпечення EXCEL, будуємо графіки динаміки зміни загальних втрат напору, пропускної здатності, витрат потужності тощо від сезонних змін умов перекачування і кількості послідовно працюючих магістральних насосів.

На рисунку 3.2 показана динаміка зміни загальних втрат напору в трубопроводі Уличне-Долина протягом року при різній кількості включених насосів.

Рисунок 3.2 – Динаміка зміни загальних втрат напору в трубопроводі

протягом року при різній кількості включених насосів

На рисунку 3.3 показана динаміка зміни продуктивностей нафтопроводу Уличне-Долина на протязі року при певній кількості послідовно працюючих магістральних насосів.

Рисунок 3.3 – Динаміка зміни пропускної здатності нафтопроводу Уличне-Долина протягом року при послідовній роботі різної кількості магістральних насосів

На рисунку 3.4 показана зміна витрат потужності помісячно протягом року при різній кількості працюючих магістральних насосів.

Рисунок 3.4 – Динаміка зміни витрат потужності помісячно протягом

року при різній кількості працюючих магістральних

насосів

Наведені вище результати вказують на існування яскраво вираженої залежності кінематичної в'язкості нафти від температури ґрунту на глибині залягання нафтопроводу, що відповідно впливає на режими роботи нафтопроводу, а й отже і на собівартість транспортування нафти.

Додатковий аналіз пропускної здатності нафтопроводу Уличне-Долина при повному його завантаженні наведено в графічній частині (лист 8).

Кількість нафти, яка перекачується по трубопроводу на протязі року при послідовній роботі r магістральних насосів визначимо за формулою

, (3.22)

де – кількість нафти, яка перекачується на протязі і-го місяця при послідовній

роботі r магістральних насосів, тис. т/міс.

, (3.23)

де – середня годинна витрата нафти на протязі і-го місяця при роботі r

магістральних насосів;

Ni – кількість днів роботи магістрального нафтопроводу на протязі і-го

місяця;

і – середня густина нафти на протязі і-го місяця.

Згідно з ВНТП 2-86 розрахункове число робочих днів для нафтопроводу Уличне-Долина діаметром Dекв. = 245 мм і довжиною L = 45,922 км на протязі року становить 357 днів. Кількість днів роботи нафтопроводу помісячно наведена в таблиці 3.4.

Для прикладу, використовуючи формулу (3.23), обчислюємо обсяг перекачування нафти протягом січня при роботі одного магістрального насоса

Аналогічно пораховані значення пропускної здатності системи для інших місяців при різній кількості послідовно працюючих магістральних насосів. Результати розрахунків зведені в таблицю 3.4. Гістограма зміни обсягів перекачування нафти протягом року по нафтопроводу Улисне-Долина наведена в графічній частині (лист 9).

Знайдемо річні обсяги перекачування, використовуючи формулу (3.22). Для різної кількості працюючих насосів вони становитимуть

Визначимо відносні кількісні показники впливу сезонних змін температури на пропускну здатність трубопровідної системи. Для цього визначимо середньорічну пропускну здатність системи і порівняємо з нею пропускну здатність при мінімальній і максимальній температурі ґрунту на глибині укладання трубопроводу.

Таблиця 3.4 – Значення помісячних обсягів перекачування при різній

кількості послідовно працюючих магістральних насосів

Місяць

Кількість
робочих
днів


тис.т/міс


тис.т/міс

Січень

28

92,18

59,30

Лютий

28

92,19

59,31

Березень

30

98,63

63,45

Квітень

30

98,73

63,51

Травень

30

100,55

64,95

Червень

30

101,46

65,98

Липень

31

105,37

68,75

Серпень

30

101,45

65,97

Вересень

30

101,01

65,47

Жовтень

30

100,51

64,93

Листопад

30

100,12

64,45

Грудень

30

98,68

63,48

Знайдемо середнє значення місячної витрати нафти

. (3.24)

Найнижча температура ґрунту на глибині укладання трубопроводу припадає на січень (2,5 оС), а найвища – на липень (17,1 оС).

Обчислимо на скільки відсотків буде змінюватись пропускна здатність протягом року в порівнянні із середнім значенням, тобто визначимо мінімальне і максимальне відхилення пропускної здатності від середньорічної

, (3.25)

, (3.26)

де , – відповідно мінімальні і максимальні значення місячної пропускної здатності системи при роботі r магістральних насосів.

Знайдемо середній місячний обсяг перекачування нафти протягом року при різній кількості працюючих насосів

Мінімальні і максимальні значення місячної пропускної здатності системи при роботі різної кількості магістральних насосів вибираємо з таблиці 3.4

Підставивши значення у формули (3.25) і (3.26), отримаємо

Отже, як ми бачимо із результатів відхилень, сезонні коливання температури на глибині укладання нафтопроводу значно впливають на зміну річної продуктивності трубопроводу в досить великих межах.

Таким чином можна виділити два періоди протягом року, коли є підвищені енергозатрати: січень місяць, коли є найбільшим енергоспоживання, та серпень – коли має місце велике дроселювання напору для забезпечення певної пропускної здатності трубопроводу, що призводить до нераціонального енергоспоживання.

4 Розрахунок режимНИХ ТА ЕНЕРГЕТИЧНИХ ПАРАМЕТРІВ роботи НАФТОПРОВОДУ уЛИЧНЕ-дОЛИНА

У практиці проектування та експлуатації трубопроводів для перекачування нафти і нафтопродуктів нерідко виникає необхідність реалізації режимів роботи з витратами, які суттєво відрізняються від пропускної здатності.

Задану витрату рідини, яку з певних міркувань необхідно забезпечити у трубопроводі, далі будемо називати фіксованою витратою. Очевидно, що фіксована витрата рідини повинна бути меншою за пропускну здатність системи за даних умов перекачування.

Для забезпечення роботи нафтопроводу Уличне-Долина з фіксованою витратою рідини необхідним є регулювання режимних параметрів роботи тим чи іншим методом.

При сезонних змінах температури ґрунту навколо трубопроводу змінюється температура транспортованої рідини. Це спричинює зміну в'язкості рідини, а отже гідравлічного опору трубопроводу. Тому при незмінній витраті рідини у трубопроводі параметри регулювання режимів роботи будуть змінюватися відповідно до сезонних змін умов перекачування [2].

Будемо вважати, що на даний час нафтопровід працює із значним недовантаженням. Тому проведемо розрахунок режимів роботи нафтопроводу на подачу 120 м3/год.

Для кожного місяця року необхідно визначити загальні втрати напору, необхідну кількість послідовно працюючих магістральних насосів, величину регулювання і необхідний тиск рідини після регуляторів тиску для забезпечення заданої витрати нафти у нафтопроводі.

4.1 Алгоритм і приклад розрахунку режиму роботи нафтопроводу

Уличне-Долина

Режим роботи нафтопроводу Уличне-Долина із заданою витратою рідини розраховується для кожного значення розрахункової температури .

При заданій витраті рідини , використовуючи формули (3.3) – (3.12), знаходимо загальні втрати напору в трубопроводі.

Задаємося максимальною кількістю послідовно працюючих магістральних насосів

. (4.1)

Використовуючи формули (2.11), (2.12) і обчислюємо напір на виході насосів при заданій витраті рідини у трубопроводі.

Знаходимо напір, створений одним магістральним насосом при заданій витраті рідини, використовуючи при цьому математичну модель напірної характеристики для магістрального насоса.

Знаходимо величину регулювання напору для забезпечення заданої витрати рідини за умови роботи на НПС Орів обидвох магістральних насосів.

. (4.2)

Порівнюємо величину регулювання з напором, створеним магістральним насосом.

Якщо виконується умова

, (4.3)

то можна здійснити регулювання шляхом відключення хоча б одного магістрального насоса.

Тому приймаємо

. (4.4)

і розрахунки повторюємо, починаючи з перерахунку коефіцієнтів сумарної напірної характеристики НПС при зменшеній кількості працюючих магістральних насосів.

При виконанні умови

. (4.5)

подальше регулювання шляхом зменшення кількості працюючих магістральних насосів стає неможливим і зайвий напір рідини необхідно регулювати іншим способом, наприклад, дроселюванням.

Визначаємо, на який тиск рідини, залежно від сезону, необхідно налаштувати регулятор тиску на виході НПС Орів, щоб забезпечити задану витрату рідини у трубопроводі

. (4.6)

За формулою (3.20) знаходимо ККД магістрального насоса при заданій витраті рідини.

Використовуючи формулу (3.21), визначаємо спожиту потужність насосів НПС Орів на реалізацію режиму перекачування із заданою витратою рідини.

Багатоваріантні розрахунки нафтопроводу будемо вести за програмою, однак, з метою освоєння обчислювального алгоритму попередньо виконаємо один із розрахунків з використанням калькулятора.

Розрахуємо режим роботи нафтопроводу Уличне-Долина при перекачуванні м3/год для температури t = 2,5 оС, що відповідає умовам перекачування нафти у січні.

Оскільки на початку розрахунку необхідна кількість послідовно працюючих магістральних насосів для забезпечення заданої витрати рідини невідома, то приймаємо, що на НПС Орів працюють послідовно обидва магістральні насоси.

Обчислюємо секундну витрату нафти, використовуючи при цьому формулу (3.3)

м3/с.

Визначаємо середню швидкість руху рідини в трубопроводі

м/с.

Фізичні властивості нафти, а саме густина і в’язкість на глибині укладання трубопроводу в січні місяці, були визначені нами в пункті 2.1 (дивись таблицю 2.4).

Обчислюємо число Рейнольдса за формулою (3.5)

.

Перше перехідне число Рейнольдса становить

За формулою Блазіуса визначаємо коефіцієнт гідравлічного опору

Для обчислення втрат напору на тертя використаємо формулу Дарсі-Вейсбаха

м.

Загальні втрати напору в трубопроводі визначаються за формулою (3.12)

м.

Визначаємо напір, створений двома послідовно працюючими магістральними насосами при заданому значенні витрати нафти

м.

Використовуючи формулу (3.13), обчислюємо максимально допустимий напір нафти із умови міцності трубопроводу

м.

Знаходимо напір, створений одним магістральним насосом при заданій витраті рідини

м.

Знаходимо величину регулювання напору для забезпечення заданої витрати рідини за умови роботи на НПС максимальної кількості магістральних насосів, тобто двох.

м.

Порівнюємо величину регулювання з напором, створеним магістральним насосом.

Оскільки виконується умова

,

подальше регулювання шляхом зменшення кількості працюючих магістральних насосів стає неможливим. Тому приймаємо

.

Тиск рідини, на який необхідно налаштувати регулятор тиску на виході НПС Орів, щоб забезпечити задану витрату рідини у трубопроводі

За формулою (3.20) обчислюємо ККД магістрального насоса при подачі, що відповідає заданій витраті нафти

.

Використовуючи формулу (3.21), знаходимо спожиту потужність насосів НПС Орів на реалізацію заданого режиму перекачування нафти

кВт.

4.2 Характеристика програми для розрахунку режиму роботи

нафтопроводу Уличне-Долина

Часто на практиці в процесі експлуатації нафтопроводу Уличне-Долина буде виникати необхідність реалізації різних режимів роботи трубопроводу з різними його витратами. Це доводить необхідність використання обчислювальної техніки при гідравлічних розрахунках нафтопроводу при заданих витратах нафти.

Описаний вище алгоритм реалізований у стандартизованій програмі NS2, яка написана на мові GWBASIC. Програма за структурою розгалужена, циклічна. Вихідні дані вводяться за допомогою операторів INPUT, DATA і READ. За один раз виконуються розрахунки при конкретному значенні фіксованої витрати рідини і необхідній кількості значень розрахункової температури (по кількості кварталів, місяців тощо). При використанні програми необхідно в операторах INPUT і DATA замінити всі числові значення згідно із завданням і далі подати програму на виконання.

Перелік вхідних ідентифікаторів програми NS2 практично співпадає із переліком вхідних ідентифікаторів програми NS1, які наведені у таблиці А.1 (Додаток А). Текст програми NS2 наведений у додатку Д.

4.3 Аналіз результатів розрахунків режиму роботи нафтопроводу Уличне-Долина із врахуванням сезонних змін умов перекачування нафти

Виконуємо серію розрахунків режимів роботи нафтопроводу Уличне-Долина з врахуванням сезонних змін умов перекачування для трьох значень фіксованої витрати транспортованої нафти (120 м3/год, 130 м3/год і 140 м3/год,), використовуючи при цьому програму NS2. Одержані роздруківки програми для значення фіксованої витрати нафти 120 м3/год наводимо у додатку Е дипломного проекту.

За одержаними результатами складаємо технологічні карти режимів роботи трубопроводу, що наведені у таблицях 4.1, 4.2 і 4.3.

Таблиця 4.1 – Результати розрахунку режиму роботи нафтопроводу Уличне-Долина на задану витрату нафти 120 м3/год

Назва місяця

Густина рідини, кг/м3

В'яз-кість рідини, сСт

Кіль-кість магіс-траль-них

насосів

Загальні втрати напору, м

Напір на виході насосів, м

Напір регу-лювання,

м

Тиск після регу-ляторів МПа

ККД магіст-раль-ного насоса, %

Витрати потуж-ності ГНПС, кВт

Січень

873,7

34,1

2

284

449

166

2,43

62,5

212

Лютий

873,6

33,9

2

283

449

166

2,43

62,5

212

Березень

873,4

33,6

2

283

449

166

2,42

62,5

212

Квітень

872,5

32,3

2

281

449

168

2,41

62,5

212

Травень

867,4

25,8

2

271

449

178

2,31

62,5

210

Червень

864,5

22,7

2

266

449

183

2,26

62,5

210

Липень

863,6

21,8

2

264

449

185

2,24

62,5

209

Серпень

864,4

22,6

2

266

449

184

2,25

62,5

210

Вересень

866,0

24,3

2

269

449

181

2,28

62,5

210

Жовтень

867,1

25,4

2

271

449

179

2,30

62,5

210

Листопад

869,1

27,8

2

274

449

175

2,34

62,5

211

Грудень

873,0

33,1

2

282

449

167

2,42

62,5

212

Таблиця 4.2 – Результати розрахунку режиму роботи нафтопроводу Уличне-Долина на задану витрату нафти 130 м3/год

Назва місяця

Густина рідини, кг/м3

В'яз-кість рідини, сСт

Кіль-кість магіс-траль-них

насосів

Загальні втрати напору, м

Напір на виході насосів, м

Напір регу-лювання,

м

Тиск після регу-ляторів МПа

ККД магіст-раль-ного насоса, %

Витрати потуж-ності ГНПС, кВт

Січень

873,7

34,1

2

311

435

124

2,67

60,9

228

Лютий

873,6

33,9

2

311

435

125

2,66

60,9

228

Березень

873,4

33,6

2

310

435

125

2,66

60,9

228

Квітень

872,5

32,3

2

308

435

127

2,64

60,9

228

Травень

867,4

25,8

2

297

435

138

2,53

60,9

226

Червень

864,5

22,7

2

291

435

145

2,47

60,9

226

Липень

863,6

21,8

2

289

435

146

2,45

60,9

225

Продовження таблиці 4.2

Назва місяця

Густина рідини, кг/м3

В'яз-кість рідини, сСт

Кіль-кість магіс-траль-них

насосів

Загальні втрати напору, м

Напір на виході насосів, м

Напір регу-лювання,

м

Тиск після регу-ляторів МПа

ККД магіст-раль-ного насоса, %

Витрати потуж-ності ГНПС, кВт

Серпень

864,4

22,6

2

290

435

145

2,46

60,9

226

Вересень

866,0

24,3

2

294

435

141

2,50

60,9

226

Жовтень

867,1

25,4

2

296

435

139

2,52

60,9

226

Листопад

869,1

27,8

2

301

435

135

2,56

60,9

227

Грудень

873,0

33,1

2

309

435

126

2,65

60,9

228

Таблиця 4.3 – Результати розрахунку режиму роботи нафтопроводу Уличне-Долина на задану витрату нафти 140 м3/год

Назва місяця

Густина рідини, кг/м3

В'яз-кість рідини, сСт

Кіль-кість магіс-траль-них

насосів

Загальні втрати напору, м

Напір на виході насосів, м

Напір регу-лювання,

м

Тиск після регу-ляторів МПа

ККД магіст-раль-ного насоса, %

Витрати потуж-ності ГНПС, кВт

Січень

873,7

34,1

2

340

420

80

2,92

58,3

248

Лютий

873,6

33,9

2

340

420

81

2,91

58,3

248

Березень

873,4

33,6

2

339

420

81

2,91

58,3

248

Квітень

872,5

32,3

2

337

420

83

2,88

58,3

247

Травень

867,4

25,8

2

324

420

96

2,76

58,3

246

Червень

864,5

22,7

2

317

420

103

2,69

58,3

245

Липень

863,6

21,8

2

315

420

105

2,67

58,3

245

Серпень

864,4

22,6

2

317

420

104

2,69

58,3

245

Вересень

866,0

24,3

2

321

420

100

2,72

58,3

245

Жовтень

867,1

25,4

2

323

420

97

2,75

58,3

246

Листопад

869,1

27,8

2

328

420

92

2,80

58,3

246

Грудень

873,0

33,1

2

338

420

82

2,90

58,3

247

Як помітно із таблиць 4.1 – 4.3 кількість послідовно працюючих магістральних насосів і загальні втрати напору в трубопроводі прямопропорційно залежать від значення фіксованої витрати нафти в трубопроводі.

Напір нафти, який підлягає регулюванню можна суттєво знизити шляхом відключення одного магістрального насоса (якщо напір регулювання є більшим від напору що створює один насос відповідно). При цьому затрати енергії при регулюванні є найменшими.

За даними результатів розрахунків на ПЕОМ, використовуючи програмне забезпечення Microsoft Excel, були побудовані графічні залежності динаміки зміни режимних параметрів роботи даного трубопроводу протягом року при певному фіксованому значенні витрати нафти. Ці графічні залежності наведені на рисунках 4.1, 4.2, 4.3, 4.4.

Рисунок 4.1 – Динаміка зміни загальних втрат напору протягом року при

різних значеннях фіксованої витрати нафти в трубопроводі

Рисунок 4.2 – Динаміка зміни регульованого напору протягом року при

різних значеннях фіксованої витрати нафти в трубопроводі

Рисунок 4.3 – Динаміка зміни тиску після регуляторів протягом року при

різних значеннях фіксованої витрати нафти в трубопроводі

Рисунок 4.4 – Динаміка зміни витрат потужності протягом року при

різних значеннях фіксованої витрати в трубопроводі

Аналіз графічних залежностей, зображених на рисунках 4.1 – 4.4 дає змогу стверджувати, що режимні параметри роботи нафтопроводу Уличне-Долина залежать від того чи іншого значення витрати нафти в трубопроводі, яку необхідно забезпечити з певних технологічних міркувань.

5 ОПТИМІЗАЦІЯ СПОСОБІВ РЕГУЛЮВАННЯ РЕЖИМІВ РОБОТИ НАФТОПРОВОДУ УЛИЧНЕ-ДОЛИНА

Розрахунки, виконані в розділі 4, показали, що при реалізації заданого режиму перекачування з витратами Q1 = 120ім3/год; Q2 = 130ім3/год; Q3 = 140ім3/год напір, що створюється насосами НПС Орів перевищує значення загальних втрат напору на дільниці нафтопроводу Уличне-Долина. Це свідчить про необхідність регулювання режимів роботи нафтопроводу.

Розглянемо всі відомі способи регулювання і проведемо їх оптимізацію стосовно конкретної нафтопровідної системи. Як критерій оптимальності приймаємо мінімальне значення потужності, що використовується насосами НПС на перекачування заданої кількості нафти.

Оптимізаційні розрахунки проведемо для місяця січня. При розрахунках використовуємо комплекс вихідних даних, що приведений в розділі 4. Зважаючи на трудомісткість і багатоваріантність, розрахунки виконуємо з використанням ЕОМ.

Для забезпечення у трубопроводі фіксованої витрати рідини, меншої за пропускну здатність системи, можуть бути застосовані такі основні способи регулювання режимів спільної роботи НПС і нафтопроводу:

  • зміна кількості працюючих насосів на ГНПС;
  • дроселювання на виході станції;
  • перепускання частини потоку рідини по обвідній лінії (байпасування);
  • обрізування робочих коліс насосів;
  • зміна частоти обертання вала насосів.

Один і той же результат – створення у трубопроводі заданої витрати рідини – може бути досягнутий за рахунок використання різних способів регулювання. Тому виникає можливість оптимізації способів регулювання режимів спільної роботи НПС і трубопроводу за вибраним критерієм.

5.1 Алгоритм і приклад розрахунку параметрів регулювання режиму

роботи нафтопроводу Уличне-Долина

Контрольний приклад розрахунку проведемо для значення фіксованої витрати при температурі t = 2,5 оС, що відповідає умовам перекачування нафти в січні. За даних умов перекачування значення фіксованої витрати є меншим за пропускну здатність нафтопроводу Уличне-Долина.

5.1.1 Дроселювання надлишку напору на виході НПС Орів

Цей спосіб регулювання режиму роботи насоса (насосної станції, трубопровідної системи загалом) набув найбільшого практичного застосування як на магістральних нафтопроводах, так і на нафтопродуктопроводах. Він відноситься до способів плавного регулювання [2].

Не дивлячись на простоту та зручність, регулювання дроселюванням має суттєвий недолік – воно є неекономічним, бо супроводжується безповоротними втратами енергії на вузлі регулювання. Практично на трубопроводах дроселювання застосовують як додатковий засіб до інших способів регулювання.

Регулювання дроселюванням здійснюється шляхом прикриття запірного або регулюючого пристрою на напірному трубопроводі насосної станції. Це дає змогу одержати будь-яке значення витрати рідини, що менше за пропускну здатність системи, аж до повного припинення перекачування.

Алгоритм розрахунку режиму роботи системи при реалізації дроселювання повторює всі обчислювальні операції, які виконуються при розрахунку системи на задану витрату рідини. Знайдена величина напору, яка підлягає регулювання, підлягає дроселюванню на вузлі регулювання тиску. Таким чином

(5.1)

Визначаємо витрати потужності насосів НПС на перекачування заданого об'єму рідини при регулюванні режимів роботи системи методом дроселювання

. (5.2)

Затрати потужності насосних агрегатів НПС на регуляторі тиску визначаємо за формулою

. (5.3)

У четвертому розділі дипломного проекту наведений приклад розрахунку режиму роботи системи НПС Орів – нафтопровід Уличне-Долина при фіксованій витраті, що становить м3/год для умов перекачування нафти у січні. В результаті проведених розрахунків встановлено, що зазначену витрату нафти в трубопроводі забезпечить послідовна робота двох магістральних насосів. При цьому напір, який підлягає регулюванню, становить 165 м, тобто за формулою (5.1)

Знаходимо спожиту потужність насосів НПС Орів при регулюванні режимів роботи способом дроселювання

кВт.

Обчислюємо втрати потужності насосів на регуляторі тиску

кВт.

5.1.2 Регулювання байпасуванням

Для реалізації даного способу регулювання в обв’язці магістральних насосів повинні бути передбачені обвідні лінії – байпаси [1].

Подача насосів НПС при регулюванні байпасуванням визначається за формулою

, (6.4)

де – коефіцієнти математичної моделі сумарної напірної характеристики

НПС для конкретної схеми роботи насосів;

– загальні втрати напору у прилеглій ділянці трубопроводу.

Годинна подача насосів НПС при реалізації регулювання способом байпасування

. (5.5)

Знаходимо ККД насоса при регулюванні байпасуванням

. (5.6)

Визначаємо потужність насосів НПС, що витрачена на перекачування рідини при регулюванні режиму роботи способом байпасування

. (5.7)

Втрати потужності у байпасній лінії знаходимо за формулою (5.8)

. (5.8)

Коефіцієнти сумарної напірної характеристики НПС Орів при роботі двох магістральних насосів

м, с2/м5,

загальні втрати напору у трубопроводі становлять м, а напір, створений насосами НПС Орів рівний м.

Подача насосів при регулюванні байпасуванням буде рівною

м3/с.

Годинна подача насосів при реалізації регулювання способом байпасування

м3/год.

Визначаємо ККД магістрального насоса при регулюванні байпасуванням

.

Знаходимо потужність насосів нафтоперекачувальної станції, що витрачена на перекачування нафти при регулюванні режиму роботи способом байпасування

кВт.

Визначаємо втрати потужності у байпасному трубопроводі

кВт.

5.1.3 Регулювання обрізуванням робочих коліс насосів

Обточування (обрізування) робочих коліс відцентрових насосів по зовнішньому діаметру – один з найбільш поширених способів регулювання режиму роботи магістрального трубопроводу шляхом зміни характеристики насоса. Суть способу в тому, що робоче колесо як симетрична відносно осі конструкція може бути обточене на станку по зовнішньому діаметру, що спричинює суттєву зміну напірної характеристики насоса. Слід зазначити, що обрізування робочих коліс супроводжується зниженням ККК насосів [1].

Вважаємо, що обрізуванню підлягають в однаковій мірі ротори всіх насосів. Знаходимо надлишок напору, що створюється ротором одного насоса при заданій витраті транспортованої рідини.

, (5.9)

де – напір, що підлягає регулюванню при реалізації режиму перекачування із

заданою витратою рідини;

– кількість магістральних насосів, що працюють послідовно при заданій витраті рідини.

Визначаємо напір, який повинен створювати магістральний насос з обточеним робочим колесом,

, (5.10)

Необхідний ступінь обрізування робочого колеса магістрального насоса визначаємо за формулою

. (5.11)

Порівняємо необхідний ступінь обрізування з допустимим , значення якого вибирається залежно від величини коефіцієнта швидкохідності насоса.

Допустимий ступінь обрізування робочих коліс спіральних нафтових насосів згідно з РД-39-30-990-84 наведений у таблиці 1.1 [2].

Якщо необхідний ступінь обточування робочого колеса менший від допустимого , то зайвий напір рідини можна звести до нуля виключно шляхом обрізування робочих коліс магістральних насосів у допустимих межах. У такому випадку визначаємо коефіцієнти математичної моделі напірної характеристики насоса і НПС після обрізування за формулами

, (5.12)

, . (5.13)

Визначаємо ККД магістральних насосів після обрізування робочих коліс при подачі, що дорівнює заданій витраті рідини

. (5.14)

де – скориговане після обрізування робочого колеса максимальне значення

ККД магістрального насоса.

Знаходимо напір, створений насосами, які мають обточені робочі колеса, при заданій витраті рідини

. (5.15)

Напір, що розрахований за формулою (5.15), повинен практично співпасти з обчисленими вище загальними втратами напору у трубопроводі при заданій витраті рідини

. (5.16)

Визначаємо потужність насосів нафтоперекачувальної станції, що витрачена на перекачування рідини із заданою витратою при регулюванні режиму роботи способом обрізування робочих коліс

. (5.17)

Якщо необхідний ступінь обточування робочого колеса перевищує допустимий , то використовують комбінований спосіб регулювання – обрізування робочих коліс у допустимих межах і дроселювання.

У даному випадку визначаємо коефіцієнти математичної моделі напірної характеристики насоса і НПС Орів після обрізування за формулами

, . (5.18)

За формулою (5.14) знаходимо ККД магістральних насосів після обрізування робочих коліс при подачі, що дорівнює заданій витраті рідини.

За формулою (5.15) визначаємо напір, створений насосами, які мають обточені робочі колеса, при заданій витраті рідини .

Знаходимо напір, який необхідно дроселювати при комбінованому способі регулювання

, (5.19)

Обчислюємо потужність насосів НПС Орів, що витрачена на перекачування рідини із заданою витратою при регулюванні режиму роботи комбінованим способом – обрізування робочих коліс і дроселювання

. (5.20)

Втрати потужності на вузлі регулюванні при комбінованому способі регулювання знаходимо за формулою

. (5.21)

Оскільки при режимі роботи системи, що розглядається, працює два магістральних насоси, то відповідно до формули (5.9) маємо

м.

Магістральний насос з базовим ротором при заданій витраті нафти створює напір

м.

Щоб забезпечити задану витрату нафти у трубопроводі насос з обточеним колесом повинен створювати напір згідно з формулою (5.10)

м.

Обчислюємо необхідний ступінь обрізування робочого колеса магістрального насоса

.

Порівняємо необхідний ступінь обрізування з допустимим , значення якого вибирається в залежності від величини коефіцієнта швидкохідності насоса 6Н104

, (5.22)

де – частота обертання вала насоса, об/хв;

– номінальна подача насоса, м3/с;

– номінальний напір насоса, м.

Оскільки даний насос є чотирьохступеневий, то у формулу (5.22) підставляємо напір однієї ступені.

.

Згідно даних таблиці 1.1 [2], допустимий ступінь обточування робочого колеса нафтового насоса з коефіцієнтом швидкохідності становить 20 % від початкового діаметра, тобто .

Необхідний ступінь обрізування діаметра робочого колеса менший від допустимого

%,

тому зайвий напір рідини може бути повністю ліквідований шляхом обточування робочого колеса.

Коригуємо максимальне значення ККД магістрального насоса після обточування діаметра на 17 %

.

Визначаємо коефіцієнти математичної моделі напірної характеристики магістрального насоса і насосної станції після обрізування робочих коліс

м, с2/м5,

м, с2/м5.

Отже, математична модель напірної характеристики НПС Орів при роботі двох магістральних насосів з обрізаними робочими колесами приймає вигляд

. (5.23)

Обчислюємо напір, створений насосами НПС Орів при заданій витраті нафти

м.

Умова (5.16) виконується, тобто напір НПС Орів після обрізування робочого колеса магістрального насоса дорівнює загальним втратам напору при заданій витраті нафти. Це свідчить про правильність виконання розрахунків.

Знаходимо ККД магістрального насоса після обрізування при подачі, що дорівнює заданій витраті нафти

.

Визначаємо спожиту потужність насосів НПС Орів при регулюванні режиму роботи способом обрізування робочих коліс

кВт.

5.1.4 Регулювання зменшенням частоти обертання ротора насоса

Відомі два технічні варіанти регулювання частоти обертання ротора насосів:

  • зміна частоти обертання вала приводного двигуна;
  • зміна частоти обертання вала насоса.

При першому варіанті для привода насоса можна було б використати газові турбіни або двигуни внутрішнього згоряння, що забезпечують зміну частоти обертання у широкому діапазоні. Однак такий вид привода насосів не знайшов широкого застосування на магістральних трубопроводах.

Для кожного насоса існує така частота обертання, при якій в оптимальному режимі ККД має максимальне значення. При зменшенні частоти обертання ККД зменшується через зменшення числа Рейнольдса та зростання питомої ваги механічних втрат у підшипниках, які є пропорційні першому ступеню частоти обертання. В зоні високої частоти обертання ККД також зменшується внаслідок впливу кавітації [2].

Математична модель напірної характеристики насоса, який працює при зміненій частоті обертання, може бути одержана за формулами

, (5.24)

, (5.25)

, (5.26)

де – коефіцієнти математичної моделі напірної характеристики магістрального насоса при частоті обертання .

При реалізації режиму перекачування з фіксованою витратою рідини за відомим необхідним напором насоса , знайденим за формулою (5.10), із рівняння (5.24) визначаємо необхідне значення коефіцієнта

. (5.27)

Із виразу (5.25) визначається необхідна частота обертання вала насоса враховуючи, що для магістральних насосів 6Н104 об/хв

. (5.28)

Обчислюємо потужність насосів, що витрачена на перекачування рідини із заданою витратою при регулюванні режиму роботи зміною частоти обертання роторів магістральних насосів

. (5.29)

При цьому вважаємо, що зміна частоти обертання проводиться у таких межах, що не спричинює помітного зменшення ККД магістральних насосів.

Як було зазначено вище, для забезпечення заданої витрати нафти у трубопроводі магістральний насос повинен створювати напір

м.

При зменшенні частоти обертання вала насоса напірна характеристика опускається вниз, при цьому коефіцієнти відповідної математичної моделі змінюються.

м, с2/м5.

Визначаємо необхідну частоту обертання вала магістрального насоса

об/хв.

Обчислюємо потужність насосів, яка витрачена на перекачування нафти із заданою витратою при регулюванні режиму роботи системи зміною частоти обертання роторів магістральних насосів

кВт.

Провівши розрахунки різних способів регулювання режимів роботи системи НПС Орів – нафтопровід Уличне-Долина, ми можемо проаналізувати, який метод зміни режиму роботи даної системи є найбільш ефективним і економічно вигідним. Одержані результати оформляємо у вигляді таблиці 5.1

Таблиця 5.1 – Порівняння різних способів регулювання з метою забезпечення у системі витрати нафти 120 м3/год

Спосіб регулювання

Параметр, який регулюється, його значення

Витрати потужності насосів ГНПС, кВт

Дроселювання на виході НПС Орів

Напір, що дроселюється, м

212

Байпасування

Витрата у байпасі становить 210 м3/год

1330

Обрізування робочого колеса магістрального насоса

Ступінь обрізування становить 17 %

139

Зменшення частоти обертання ротора насоса

Частота обертів повинна становити 2493 об/хв

134

Аналіз даних таблиці 5.1 показує, що для конкретного випадку, який розглядався, за вибраним критерієм мінімальних енерговитрат оптимальним є спосіб регулювання режиму роботи зменшенням частоти обертання ротора магістрального насоса. Однак даний оптимізаційний розрахунок не враховує значних витрат на оснащення насосних агрегатів технічними пристроями для регулювання частоти обертів.

5.2 Характеристика програми для розрахунку способів регулювання

режимів роботи системи НПС Орів – нафтопровід Уличне-Долина

Розрахунки параметрів регулювання режимів спільної роботи системи НПСіОрів – нафтопровід Уличне-Долина, як зазначено вище, виконуються не один раз, а багатократно: при різних значеннях заданої витрати рідини, при різних значеннях розрахункової температури рідини тощо. Це доводить необхідність використання обчислювальної техніки при визначенні оптимальних способів регулювання режимів роботи нафтопроводу.

Описаний вище алгоритм реалізований у стандартизованій програмі NS3, яка написана на мові BASIC. Програма за структурою розгалужена. Вихідні дані вводяться за допомогою операторів DATA і READ. За один раз виконуються розрахунки при конкретному значенні витрати рідини і заданому значенні розрахункової температури рідини. При використанні програми необхідно в операторах DATA замінити всі числові значення згідно із завданням і далі подати програму на виконання. Програма виконує частину необхідних обчислень і видає на монітор необхідний ступінь обрізування робочих коліс магістральних насосів . Якщо необхідний ступінь менший за допустимий, то з клавіатури вводиться через кому розраховане за програмою значення необхідного ступеня обрізування і скориговане значення максимального ККД магістрального насоса . Після натискання клавіші “Enter” програма завершує обчислення.

Вхідні ідентифікатори програми NS3 практично співпадають з вхідними ідентифікаторами програми NS1, що наведені у таблиці А.1 (Додаток А). Додатково вводиться значення фіксованої витрати рідини і значення розрахункової температури.

Текст програми NS3 наведений у додатку Ж. Приклад роздруківки з результатами розрахунків за програмою NS3 показаний у додатку И.

Результати розрахунку, що наведені в додатку И, отримані при значенні фіксованої витрати нафти 120 м3/год.

5.3 Аналіз результатів розрахунку параметрів регулювання режимів

роботи системи НПС Орів – нафтопровід Уличне-Долина

Результати розрахунку енергетичних параметрів розглянутих способів регулювання режимів роботи нафтопровіду Уличне-Долина для фіксованих витрат 120 м3/год, 130 м3/год і 140 м3/год з врахуванням сезонних умов перекачування зводимо у таблиці 5.2, 5.3 і 5.4.

Результати розрахунків параметрів регулювання для різних значень фіксованої витрати нафти в трубопроводі і сезонних умов перекачування отримані за допомогою програми NS3.

Таблиця 5.2 – Порівняння різних способів регулювання з метою забезпечення у системі витрати нафти 120 м3/год

Місяць

Напір, що дроселюється, м

Витрати потужності насосів ГНПС на дроселювання, кВт

Витрата у байпасі, м3/год

Витрати потужності насосів ГНПС при байпасуванні, кВт

Ступінь обрізування робочих коліс

Витрати потужності насосів ГНПС при обточуванні, кВт

Частота обертів, об/хв

Витрати потужності насосів ГНПС при зменшенні частоти обертання ротора насоса, кВт

Січень

166

212

210

1310

17,1

138

2487

134

Лютий

166

212

210

1324

17,1

138

2486

133

Березень

166

212

210

1345

17,2

138

2484

133

Квітень

168

212

211

1446

17,4

137

2478

132

Травень

178

210

215

2509

18,5

131

2445

127

Червень

183

210

217

4363

19,1

128

2426

124

Липень

185

209

218

5661

19,3

128

2420

123

Серпень

184

210

217

4522

19,2

128

2425

124

Вересень

181

210

216

3144

18,8

130

2436

126

Жовтень

179

210

215

2642

18,6

131

2442

127

Листопад

175

211

214

2020

18,2

133

2456

129

Грудень

167

212

210

1382

17,3

137

2482

133

Таблиця 5.3 – Порівняння різних способів регулювання з метою забезпечення у системі витрати нафти 130 м3/год

Місяць

Напір, що дроселюється, м

Витрати потужності насосів ГНПС на дроселювання, кВт

Витрата у байпасі, м3/год

Витрати потужності насосів ГНПС при байпасуванні, кВт

Ступінь обрізування робочих коліс

Витрати потужності насосів ГНПС при обточуванні, кВт

Частота обертів, об/хв

Витрати потужності насосів ГНПС при зменшенні частоти обертання ротора насоса, кВт

Січень

124

228

198

659

12,5

169

2624

163

Лютий

125

228

198

663

12,5

169

2624

163

Продовження таблиці 5.3

Місяць

Напір, що дроселюється, м

Витрати потужності насосів ГНПС на дроселювання, кВт

Витрата у байпасі, м3/год

Витрати потужності насосів ГНПС при байпасуванні, кВт

Ступінь обрізування робочих коліс

Витрати потужності насосів ГНПС при обточуванні, кВт

Частота обертів, об/хв

Витрати потужності насосів ГНПС при зменшенні частоти обертання ротора насоса, кВт

Березень

125

228

198

668

12,6

168

2622

162

Квітень

127

228

199

692

12,8

167

2615

161

Травень

138

226

204

870

14,0

160

2579

154

Червень

145

226

207

1020

14,7

156

2558

151

Липень

146

225

208

1078

14,9

155

2552

150

Серпень

145

226

207

1029

14,8

156

2557

151

Вересень

141

226

205

935

14,4

158

2569

153

Жовтень

139

226

204

885

14,1

159

2576

154

Листопад

135

227

202

802

13,6

162

2591

157

Грудень

126

228

198

677

12,7

167

2619

162

Таблиця 5.4 – Порівняння різних способів регулювання з метою забезпечення у системі витрати нафти 140 м3/год

Місяць

Напір, що дроселюється, м

Витрати потужності насосів ГНПС на дроселювання, кВт

Витрата у байпасі, м3/год

Витрати потужності насосів ГНПС при байпасуванні, кВт

Ступінь обрізування робочих коліс

Витрати потужності насосів ГНПС при обточуванні, кВт

Частота обертів, об/хв

Витрати потужності насосів ГНПС при зменшенні частоти обертання ротора насоса, кВт

Січень

80

248

184

447

7,9

207

2764

200

Лютий

81

248

184

449

7,9

207

2763

200

Березень

81

248

185

452

8,0

206

2761

200

Квітень

83

247

186

463

8,2

205

2754

198

Продовження таблиці 5.4

Місяць

Напір, що дроселюється, м

Витрати потужності насосів ГНПС на дроселювання, кВт

Витрата у байпасі, м3/год

Витрати потужності насосів ГНПС при байпасуванні, кВт

Ступінь обрізування робочих коліс

Витрати потужності насосів ГНПС при обточуванні, кВт

Частота обертів, об/хв

Витрати потужності насосів ГНПС при зменшенні частоти обертання ротора насоса, кВт

Травень

96

246

192

537

9,5

196

2714

190

Червень

103

245

195

592

10,3

191

2692

185

Липень

105

245

196

611

10,5

190

2685

183

Серпень

104

245

195

595

10,3

191

2691

185

Вересень

100

245

193

562

9,9

194

2703

187

Жовтень

97

246

192

543

9,6

196

2712

189

Листопад

92

246

190

510

9,1

199

2727

192

Грудень

82

247

185

456

8,1

206

2758

199

За даними таблиць 5.2, 5.3 і 5.4 побудовані графічні залежності потужностей, які споживають насоси при тому чи іншому способі регулювання режимів роботи нафтопровіду Уличне-Долина від сезонних умов перекачування при певному значенні фіксованої витрати нафти в нафтопроводі. Дані залежності наведені на рисунках 5.1, 5.2 і 5.3.

Як видно із рисунків найбільш ефективним способом регулюванням режимів роботи системи НПС Орів – нафтопровід Уличне-Долина є зміна частоти обертання ротора насоса. Проте регулювати режим за допомогою зміни частоти обертів не завжди можливо. Причинами цього може бути висока ціна спеціальних тиристорних перетворювачів, та моральна застарілість основного обладнання.

Рисунок 5.1 – Динаміка зміни затрат потужності для різних режимів

регулювання протягом року при Q = 120 м3/год

Як показали розрахунки, близьким за економічністю до регулювання зміною обертів є обрізування робочих коліс. На практиці спосіб регулювання режимів за допомогою обрізування робочих коліс застосовується досить часто, при чому на НПС часто є в наявності є “заготовані” ротори із певною ступінню обрізки робочого колеса, що дозволяє оперативно регулювати режим при зміні продуктивності. Проте його застосування також не є доцільним в даному випадку, оскільки весь час обточувати ротор насоса при зміні сезонних умов неможливо.

Рисунок 5.2 – Динаміка зміни затрат потужності для різних режимів

регулювання протягом року при Q = 130 м3/год

Рисунок 5.3 – Динаміка зміни затрат потужності для різних режимів

регулювання протягом року при Q = 140 м3/год

За отриманими результатами (таблиці 5.2, 5.3 і 5.4) побудовані також графічні залежності допустимого ступеня обточування робочих коліс – рисунок 5.4, витрати нафти у байпасі при регулюванні байпасуванням – рисунок 5.5 і частоти обертання вала насосного агрегату (при регулюванні зміною частоти обертання вала насосного агрегату) – рисунок 5.6 від зміни сезонних умов перекачування нафти.

Рисунок 5.4 – Динаміка зміни ступеня обточування робочих коліс насосів

протягом року при різних значеннях фіксованої витрати

Рисунок 5.5 – Динаміка зміни витрат нафти в байпасі протягом року при

різних значеннях фіксованих витрат

Рисунок 5.6 – Динаміка зміни частоти обертання вала насосного агрегата

протягом року при різних значеннях фіксованих витрат

Отримані графічні залежності, що наведені на рисунках 5.4, 5.5 і 5.6 доводять суттєвий вплив сезонних умов перекачування на параметри регулювання режимів роботи нафтопроводу Уличне-Долина.

Для реалізації регулювання методом перепускання частини потоку рідини по обвідній лінії (байпасування) передбачені обвідні лінії байпаси. При вікриванні запірного пристрою напірний патрубок з’єднується з всмоктувальним, що приводить до зменшення гідравлічного опору системи. Як бачимо із рисунків затрати потужності насосів на реалізацію режиму перекачування нафти шляхом використання регулювання методом байпасування найбільші. Частка цієї потужності безповоротно втрачається в обвідній лінії при циркуляції рідини із зони підвищеного тиску в зону меншого тиску. Непродуктивні затрати потужності при байпасуванні завжди більші, ніж при дроселюванні, тому на магістральних нафтопроводах перевагу віддають регулюванню дроселюванням перед байпасуванням.