Расчет магистрального трубопровода

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

К трубопроводному транспорту относятся магистральные нефте- и газопроводы, а также продуктопроводы. Значимость трубопроводного транспорта для Российской Федерации определяется значительной удаленностью основных месторождений нефти и газа от потребителей, а также высокой долей нефти, нефтепродуктов и газа в экспортном балансе России.

Протяженность магистральных трубопроводов России составляет 217 тыс. км., в т.ч. 151 тыс.км. газопроводных магистралей, 46,7 тыс. км. нефтепроводных, 19,3 тыс.км. нефтепродуктопроводных. В состав сооружений трубопроводного транспорта входят 487 перекачивающих станций на нефте- и нефтепродуктопроводах, резервуарные парки вместимостью 17,4 млн. куб.м., а также 247 компрессорных станций, 4053 газоперекачивающих агрегата и 3300 газораспределительных станций. По магистральным трубопроводам перемещается 100% добываемого газа, 99% нефти, более 50% продукции нефтепереработки. В общем объеме грузооборота трубопроводного транспорта доля газа составляет 55,4%, нефти - 40,3%, нефтепродуктов - 4,3%.

Важнейшими проектами, реализованными после 1992 года, стали сооружение в 2001 первой очереди Балтийской трубопроводной системы мощностью 12 млн. т, для создания независимого от иностранных портов направления экспорта нефти на Балтике через новый порт Приморск, а также международный проект транспортировки казахстанской нефти через территорию России к нефтяному порту в районе Новороссийска. Вместе с тем, основные мощности трубопроводной системы созданы в 70-е - 80-е годы. Это не только требует повышенного внимания к их эксплуатационной надежности, но ставит задачу диверсификации системы трубопроводного транспорта с учетом перспективных приоритетов развития производительных сил страны и внешней торговли, а также сбалансированного развития магистральных трубопроводов, транспортных терминалов и портов, танкерного флота, инфраструктуры новых месторождений энергетического минерального сырья.

Система магистральных нефтепроводов получит дальнейшее развитие за счет дальнейшего развития Балтийской трубопроводной системы до пропускной способности 62 млн.т нефти в год, повышения пропускной способности нефтепровода Тенгиз-Новороссийск до 67 млн.т в год, завершения интеграции нефтепроводов «Дружба» и «Ардия», а также реализации проектов строительства новых нефтепроводов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Получит дальнейшее развитие система нефтепродуктопроводов, в т.ч. строительство нефтепродуктопроводов Саратов - Волгоград - Тихорецк - Новороссийск, Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск. Основными газотранспортными проектами являются проекты по строительству магистральных газопроводов Заполярное - Уренгой, СРТО-Торжок, Починки - Изобильное - ССПХГ, Ямал-Европа (уч. Торжок-гр. Польши), Грязовец-Выборг, Северо-Европейский газопровод, создание на востоке России комплексной газотранспортной инфраструктуры, связанной с Единой системой газоснабжения, для обеспечения приоритетного снабжения природным газом российских потребителей и будущих межправительственных обязательств по поставкам российского газа в страны АТР. Важной задачей является также создание современной правовой базы трубопроводного транспорта.

Таблица 1- Основные показатели работы трубопроводного транспорта в 1994 - 2002 годах

	1994	1995	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002
Газ, млн.т	483	474	482	480	487	499	511	509	514
Нефть, млн.т	300	288	282	284	282	282	295	320	360
Нефтепродукты, млн.т	18	21	20	22	21	21	23	25	26

1. Магистральный нефтепровод. Состав сооружений

Магистральный трубопровод -- сооружение линейного типа, представляющее непрерывную трубу, вдоль которой размещаются сооружения, обеспечивающие перекачку транспортируемого продукта при заранее заданных параметрах (давлении, температуре, пропускной способности и т.п.). В отличие от других линейных сооружений, таких, как автодороги, железные дороги, магистральный трубопровод в течение всего срока эксплуатации находится в сложном напряжённом состоянии под воздействием внутреннего давления перекачиваемого продукта и работает как сосуд высокого давления.

Состав сооружений и их назначение зависят от вида транспортируемого продукта.

Магистральный трубопровод состоит из следующих комплексов сооружений:

- подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти или нефтепродуктов с головными сооружениями трубопроводов. По этим трубопроводам перекачивают нефть от промысла или нефтепродукт от завода в резервуары головной станции;

- головная перекачивающая станция, на которой собирают нефть или нефтепродукты, предназначенные для перекачки по магистральному трубопроводу. Здесь проводят приёмку нефти (нефтепродуктов), разделение их по сортам, учёт и перекачку на следующую станцию;

- промежуточные перекачивающие станции, на которых нефть и нефтепродукт, поступающие с предыдущей станции, перекачивают далее;

- конечный пункт, где принимают продукт из трубопровода, распределяют потребителям или отправляют далее другими видами транспорта;

- линейные сооружения трубопровода, к которым относятся собственно трубопровод, линейные колодцы на трассе, станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки, а также переходы через водные препятствия, железные и автогужевые дороги. Кроме того, к ним относятся вертолётные площадки, дома обходчиков, линии связи, грунтовые дороги, сооружаемые вдоль трассы трубопроводов.

Линейная часть трубопровода сооружается про трём конструктивным схемам: подземной, наземной и надземной.

Подземная схема составляет около 98% от общей длины всех построенных трубопроводов. По этой схеме трубы укладывают ниже естественной поверхности грунта.

Наземная схема предусматривает укладку труб на поверхность спланированного грунта или на грунтовое сплошное основание, устраиваемое из привозного грунта.

При надземной схеме трубопровод укладывают на опоры, размещаемые на определённом расстоянии друг от друга.

Для плотных грунтов наиболее удачной схемой является подземная. Она обеспечивает надёжную защиту труб от внешних воздействий, достаточно хорошо стабилизирует положение трубопроводы, обеспечивает его устойчивость, не изменяет вида рельефа, не создаёт никаких препятствий для сельскохозяйственных работ, движения транспортных средств. При подземной прокладке трубопровод и транспортируемый по нему продукт не подвергается резким перепадам температур, что имеет немаловажное значение для обеспечения технологической надёжности трубопровода.

Необходимость в наземной и надземной схемах прокладки магистральных трубопроводов возникла при строительстве в неблагоприятных грунтовых условиях. Особенно широко эти схемы стали применяться в условиях Севера на вечномёрзлых грунтах.

Для сокращения длины трубопровода при выборе направления трассы обычно стремятся придерживаться кратчайшей геодезической линии между начальными и конечными пунктами. Отклонения от генерального направления допускаются только тогда, когда их целесообразность доказана техническими расчётами.

Хотя магистральный трубопровод и представляет собой непрерывную нитку, однако он имеет устройства, позволяющие отсекать отдельные его участки в случае возникновения аварийных ситуаций с целью ограничения объёма потерь транспортируемого продукта и уменьшения ущерба, наносимого природе при вытекании продукта из разрушенного участка.

На нефтепроводах устанавливают задвижки, а на газопроводах -- краны. Задвижки и краны - это важные узлы трубопровода. От их надёжности и безотказной работы зависит размер возможных потерь продукта при авариях, уровень вредного его воздействия на окружающую среду.

Важными элементами линейной части трубопровода являются также различного рода узлы и детали: тройниковые соединения, переходы с одного диаметра на другой (переходник), устройства запуска очистных приборов (скребки, шары, поршни и т. д.) и их выхода из трубы.

Преимущества трубопроводного транспорта:

1. Возможность повсеместной укладки трубопровода.

2. Низкая себестоимость транспортировки.

3. Сохранность качества благодаря полной герметизации трубы.

4. Меньшая материало- и капиталоёмкость.

5. Полная автоматизация операций по наливу, перекачки, транспортировки и сливу.

6. Малочисленность персонала.

7. Непрерывность процесса перекачки.

8. Отсутствие отрицательного воздействия на окружающую среду.

Главным недостатком является его узкая специализация, также для рационального использования требуется мощный устойчивый поток перекачиваемого груза.

2. Современное состояние магистрального трубопроводного транспорта нефтепродуктов (далее МТТНП)

Протяженность МТТНП составляет 19,1 тыс. км, в том числе на территории Украины - 1500 км, Белоруссии - 1300 км, Казахстана - 300 км. По трубопроводной системе транспортируются светлые нефтепродукты (моторные топлива) с 14 нефтеперерабатывающих заводов России (Омский, Новойл, Уфимский, Уфанефтехим, Куйбышевский, Новокуйбышевский, Московский, и другие) на экспорт и внутренним потребителям России. К системе МТТНП подключены также два НПЗ Белоруссии (Мозырский и Ново-Полоцкий НПЗ).

Технологический процесс транспортировки топлива обеспечивается работой 100 головных и промежуточных перекачивающих станций с общей емкостью резервуарных парков 4,6 млн. куб. м. Перевалка на железнодорожный транспорт осуществляется с 11 ж/д наливных станций, а в автомобильный транспорт - с 55 автоналивных пунктов.

В настоящее время около 25% всех производимых российскими компаниями на вышеуказанных 14 НПЗ нефтепродуктов транспортируется по системе МТТНП. Однако доля нефтепродуктопроводов в общем объеме транспортировки нефтепродуктов составляет не более 18 %.

Ни для кого не секрет, что нормативные сроки эксплуатации линейной части, резервуаров, нефтеперекачивающих станций, оборудования на ряде участков магистральных нефтепроводов уже истекла. Значительное их число следует оснастить Современными системами автоматики, телемеханики и электроснабжения, а для этого нужны существенные финансовые вложения. Обратимся к фактам.

Сегодня в эксплуатации все еще находится оборудование, изготовленное в разные годы, разными заводами и по различной технической документации. Что и неудивительно, поскольку существующая система магистральных нефтепроводов создавалась на протяжении десятков лет и в единую схему оказались сведены технические средства разных поколений. Устаревшее, разнотипное оборудование одного и того же функционального назначения снижает надежность системы, увеличивает трудовые и финансовые затраты на техническое обслуживание и ремонт.

Анализ технического состояния основных производственных мощностей показал, что при нормативном сроке службы, составляющем, Например, для насосного оборудования девять лет, а для электросилового - восемнадцать, фактические сроки эксплуатации оборудования некоторых НПС достигают 25--30 лет.

Далеко от идеала и состояние резервуарного парка: срок службы 60% объектов превышает нормативный. Необходимо провести широкомасштабные ремонтные работы по устранению дефектов, ограничивающих уровень полезной емкости резервуаров, увеличить темпы их ремонта и реконструкции.

Постоянный мониторинг технического состояния нефтепроводов с помощью внутритрубного диагностического обследования действующих магистралей (его результаты являются основой для формирования планов текущего и капитального ремонтов) показывает, что ежегодно необходимо проводить диагностирование более 16 тыс. км. нефтепроводов. При существующем сегодня уровне финансирования удается продиагностировать только 11 тыс. км. Кроме того, следует отметить и тот факт, что в настоящее время обнаружено множество не выявленных ранее дефектов труб из-за старения и дефектов сварных швов, о чем говорят результаты обследований, проведенных с помощью магнитного снаряда МFL и ультразвукового снаряда СD. Только в шесть раз, увеличив объемы ремонтных работ, можно своевременно их устранить.

Для обеспечения надежной эксплуатации магистральных нефтепроводов и восстановления их проектных технических характеристик ежегодно должна производиться замена 1580 км. труб и 3000 км. изоляции. Реальные же цифры таковы: 1996 г. -- 712 км., 1997 г. -- 796, 1998 г. - 591, 1999 г. - 751. В 2000 году в результате капитального ремонта и реконструкции заменено 600 км. труб и 820 км. изоляционного покрытия. Данная ситуация, обусловленная недостаточным финансированием, чревата ростом вероятности отказов и аварий.

Предмет особого внимания -- 657 подводных переходов магистральных нефтепроводов. Более 200 из них (общей протяженностью более 450 км.) имеют возраст от 29 до 38 лет. При проектировании и строительстве переходов в 1960--1970 гг. такие факторы, как старение и воздействие русловых переформирований, учитывались слабо, что привело в настоящее время к нарушению герметичности трубопровода. В 2000 г. ЗАО «ПИРС» по договору с компанией провело анализ состояния подводных переходов магистральных нефтепроводов. Первоочередного ремонта требуют 100 подводных переходов.

Следует сказать и еще об одной проблеме, возникшей в последние годы в системе магистральных нефтепроводов: ремонт и реконструкция нефтепроводов большого диаметра (1020--1220 мм). Ремонтные работы на нефтепроводах таких диаметров отличаются повышенной трудоемкостью и большими материальными затратами. Эти показатели в 2--2,5 раза превосходят таковые для диаметров нефтепроводов до 820 мм. Между тем, если в 1998 г. доля ремонтируемых нефтепроводов больших диаметров в целом по системе составляла 32%, то в 2000 г. уже 45%, а в 2001 г. превысит 50%. данная динамика обусловлена их прогрессирующим старением и, естественно, приводит к дополнительным затратам.

Если говорить о надежности нефтепроводов, то нельзя не отметить, что в значительной мере она предопределяется качеством изоляционных материалов и технологией их нанесения. Изоляционное покрытие более 29% магистральных нефтепроводов, согласно заключению ВНИИСТ, не соответствует нормативным требованиям.

Это же можно сказать и о более 70% насосных станций магистральных нефтепроводов АК «Транснефть», которые были построены 15 - 25 лег назад. Устаревшее оборудование насосных станций имеет низкую надежность и требует реконструкции и замены. Пока невелик процент насосных станций, оборудованных современными микропроцессорными системами, позволяющими реализовать весь набор требуемых функций. Необходимо осуществить замену устаревших систем автоматики на 282 насосных станциях.

Основной объем работ по телемеханизации линейной части был выполнен в 1976--1984 гг. К 2000 г. протяженность линейной части нефтепроводов, оборудованных системами телемеханики, составила 71% (более 33 тыс. км. в однониточном исчислении). В этой ситуации невозможно перевести в режим телеуправления 2705 линейных задвижек.

Требуется замена морально и физически устаревшей системы телемеханики. Для того чтобы к 2005 г. теле 100% линейной части системы магистральных нефтепроводов, компании необходимо увеличить в три раза объем финансирования данных работ.

Назрела необходимость серьезной реконструкции линий связи (РРЛС). Их общая протяженность составляет 41 535 км., свыше 50% из них служат уже более 20 лет. Около 5,5 тысячи км. нефтепроводов, таких, например, как Ухта-Ярославль, Игольское--Парабель, Субханкулово--Салават и др., полностью лишены технологической связи. Применяемые системы связи большей частью аналоговые, с каналообразующим оборудованием введены в эксплуатацию в 1960--1970 гг. Встречаются автоматические телефонные станции, чей возраст превышает 20 лет. Отработали свой нормативный срок и не отвечают современным техническим требованиям кабельные линии (общей протяженностью 2,9 тыс. км.) на напряжение от 0,4 до 10 кВт., не имеют электроснабжения 554 площадки запорной арматуры линейной части, из них 101 площадка секущих задвижек на подводных переходах. Для того чтобы в течение трех лет сети электроснабжения объектов магистральных нефтепроводов и электро. и химзащиты привести в состояние, отвечающее действующим нормативным документам, необходимо построить и реконструировать 9,8 тыс. км. высоковольтных линий электропередачи, заменить не менее 870 км. кабельных линий, ежегодно реконструировать не менее 34 зарядно-распределительных устройств.

Таковы в общем, плане результаты анализа технического состояния системы магистральных нефтепроводов, проведенного компанией в 2000 г. Подводя итог сказанному, следует отметить, что в 2000 г. компанией была выполнена значительная работа по обеспечению надежности системы магистральных нефтепроводов. Эта работа осуществляется в соответствии с комплексными планами диагностики, капитального ремонта и реконструкции объектов магистральных нефтепроводов, ежегодно разрабатываемых в компании, а также с программой оптимизации производственных мощностей.

3. Технологический расчет магистральных нефтепроводов

Технологический расчет магистральных трубопроводов предусматривает решение следующих основных задач:

- определение оптимальных параметров нефтепровода. К ним относятся диаметр трубопровода, давление на нефтеперекачивающих станциях, толщина стенки трубопровода, число нефтеперекачивающих станции;

- расстановка станций по трассе нефтепровода;

- расчет эксплуатационных режимов нефтепровода.

Основные этапы технологического расчета нефтепровода.

Расчетная часовая производительность нефтепровода определяется по формуле:

, (1)

где Gг - годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год; с - расчетная плотность нефти, кг/м3; Np - расчетное число рабочих дней в году, 350 суток; kнп - коэффициент неравномерности перекачки, 1,1.

Расчетная плотность нефти при T=Tр определяется по формуле:

(2)

где с293 - плотность нефти при 293 К, кг/м3; о - температурная поправка, кг/(м3·К).

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле:

(3)

где w0 - рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки нефти, 0,7 м/с.

.

Принимаем Dн=273 мм.

Фактическая скорость перекачки определяется по формуле:

(4)

Потери напора и гидравлический уклон в простом нефтепроводе.

При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу напор, развиваемый насосами нефтеперекачивающих станций, расходуется на трение hф, преодоление местных сопротивлений hмс, статического сопротивления из-за разности геодезических (нивелирных) отметок ?z, а также создания требуемого остаточного напора в конце трубопровода hост. Таким образом, напор, необходимый для ведения перекачки с заданным расходом, равен:

H= hф+ hмс+?z+ hост. (5)

гидравлический нефтеперекачивающий магистральный

Следует отметить, что по нормам проектирования расстояние между линейными задвижками составляет 15…20 км, а повороты и изгибы трубопровода плавные, поэтому доля потерь на местные сопротивления в общей величине Н невелика. С учетом многолетнего опыта эксплуатации трубопроводов с достаточной для практических расчетов точностью можно принять, что потери напора на местные сопротивления составляют 1…3 % (в среднем 2%) от линейных потерь. Тогда выражение (5) примет вид:

H= 1,02hф+?z+ hост. (6)

Под разностью геодезических отметок понимают разность отметок конца и начала трубопровода ?z=zк-zн. Величина ?z может быть как отрицательной (под уклоном), так и положительной (перекачка на подъем). ?z=75-55=20 м.

Потери напора на трение в трубопроводе определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

(7)

где л - коэффициент гидравлического сопротивления; Lр - расчетная длина нефтепровода.

Значение л в общем случае зависят от числа Рейнольдса и шероховатости внутренней поверхности трубы. Число Рейнольдса, характеризующее соотношение сил инерции и вязкости в потоке, вычисляется по формуле:

(8)

где х - расчетная кинематическая вязкость нефти.

.

Значения переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 определяют по формулам:

(9)

где k - относительная шероховатость трубы, k=kэ/D, kэ - эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния. Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять kэ=0,2 мм, k=0,2/263=0,00076.

Таким образом имеет место турбулентный режим в зоне смешанного трения.

Расчет коэффициента гидравлического сопротивления производится по формуле:

 (10)

Гидравлическим уклоном называют потери напора на трение, отнесенные к единице длины трубопровода:

(11)

Линия гидравлического уклона показывает распределение остаточного напора по длине трубопровода. В любой точке трассы величина напора определяется вертикальным отрезком, отложенным от линии профиля трассы до пересечения с линией гидравлического уклона.

Остаточный напор необходим для преодоления сопротивления технологических коммуникаций и заполнения резервуаров конечного пункта и должен быть на 30 % больше производительности насосов, таким образом:

hост=0,3·1619,8=485.9 м.

Hтр=1,3(1,02·1202+20)=1619,8 м.

Таким образом, подбираем насосное оборудование, которое будет обеспечивать необходимый напор:

- 3 магистральных насоса НМ 220-500

- 1 подпорный насос НПВ 150-60.

Определение перевальной точки и расчетной длины нефтепровода

Ближайшая к началу трубопровода возвышенность на трассе от которой нефть с требуемым расходом приходит к конечному пункту самотеком, называется перевальной точкой. Это значит, что напор в месте расположения перевальной точки (разность высотных отметок перевальной точки и конечного пункта больше или равен сумме остаточного напора и потерь напора на участке между ними).

Прежде чем приступить к расстановке перекачивающих станций по трассе нефтепровода, необходимо исследовать ее на наличие перевальной точки (рисунок 1). Для этого сначала на сжатом профиле трассы в конечном пункте нефтепровода откладывают величину остаточного напора, а затем из полученной точки проводят линию гидравлического уклона.

Рисунок 1 - Профиль нефтепровода

Так как линия гидравлического уклона не пересекает профиль трассы, то перевальной точки не существует.

Характеристика нефтепровода.

Характеристикой нефтепровода называется зависимость напора, необходимого для ведения перекачки, от расхода. Для трубопровода постоянного диаметра уравнение его характеристики имеет вид:

H= 1,02i·Lр+?z+Nэ hост, (12)

где Nэ - число эксплуатационных участков.

При аналитическом решении задач трубопроводного транспорта удобно представлять величину гидравлического уклона в вида:

(13)

где f - гидравлический уклон при единичном расходе.

(14)

Тогда выражение (12) можно представить в виде:

(15)

Уравнение баланса нефтепровода

Из курса гидравлики известно уравнение Бернулли для установившегося течения несжимаемой жидкости:

(16)

где z1, P1, w1 - соответственно нивелирная высота, давление и средняя скорость потока в начале трубопровода, z2, P2, w2 - то же для конечного сечения трубопровода, h1-2 - потери напора на трение между начальным и конечным сечениями.

При перекачке нефти по трубопроводу постоянного диаметра с одной лишь головной перекачивающей станцией:

- скорость потока неизменна (w1=w2),

- удельная потенциальная энергия давления в начале трубопровода P1/(с·g) складывается из напора hП, создаваемого подпорным насосом , и напора НСТ, создаваемого магистральными насосами, то есть P1/(с·g)=hП+НСТ;

- удельная потенциальная энергия давления в конце трубопровода P2/(с·g) равна остаточному напору hОСТ;

- потери напора между начальным и конечным сечениями трубопровода складываются из потерь напора по длине и на местных сопротивлениях;

- разность нивелирных высот z2-z1=?z.

С учетом сказанного уравнение (16) можно переписать в виде:

(17)

1650=1619,2

Уравнение (17) называется уравнением баланса напоров. Оно читается так: расход в трубопроводе устанавливается сам собой (автоматически) таким образом, чтобы суммарный напор, развиваемый всеми работающими насосами, был равен напору, необходимому для ведения перекачки. По своей сути уравнение Бернулли (16) является математической записью закона сохранения энергии в трубопроводном транспорте нефти.

Определение числа перекачивающих станций:

На этапе проектирования нефтепроводов, когда требуемая (плановая) производительность нефтепровода QПЛ задана, уравнение баланса напоров используется для определения расчетного числа нефтеперекачивающих станций n0:

(18)

Принимаем число станций n0=1.

Расстановка перекачивающих станций.

Расстановка перекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы. Метод размещения станций по трассе впервые был предложен В.Г. Шуховым и носит его имя. В основе метода лежит уравнение баланса напоров.

Размещено на Allbest.ru

...