Технологический расчет нефтепровода Уфа–Саратов

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

В современных условиях нефть и нефтепродукты являются массовыми грузами, в связи с чем вся система транспорта призвана обеспечивать бесперебойную доставку на их нефтеперабатывающие, нефтехимические заводы и с заводов или с месторождений до потребителей в минимальные сроки, наиболее дешевым способом, без порчи их в пути и с наименьшими потерями. Поэтому роль трубопроводного транспорта в системе нефтяной и газовой промышленности чрезвычайно велика. Для нефти трубопроводный транспорт является основным видом транспорта в нашей стране.

По сравнению с другими видами транспорта трубопроводы обладают неоспоримыми достоинствами:

- они могут быть проложены в любом направлении и на любое расстояние, независимо от ландшафта;

- их работа практически не зависит от внешних условий (состояния погоды, времени года и суток);

- они надежнее других видов транспорта энергоресурсов и в наибольшей степени автоматизированы;

- доставка осуществляется практически круглый год, без холостого пробега, характерного для других видов транспорта.

1. Характеристика района строительства

Район строительства находится в северо-лесостепной подзоне умеренного пояса. Климат умеренно континентальный, достаточно влажный, лето тёплое с небольшими изменениями температуры от месяца к месяцу, зима умеренно холодная и продолжительная.

Среднегодовая температура по району +0,3° в горах и +2,8° на равнине. Средняя температура января ?18°, июля +18°. Число солнечных дней в году колеблется от 287 до 261 в (наименьшее число дней приходится на декабрь и январь, наибольшее -- на летние месяцы).

Средний абсолютный минимум температуры воздуха составляет ?42,абсолютный максимум +38°. Устойчивый переход температуры воздуха через 0° происходит 4-9 апреля весной и 24-29 октября -- осенью, в горных районах соответственно 10-11 апреля и 17-21 октября. Абсолютный минимум температуры для Уфы составляет -48.5 градусов. Число дней с положительной температурой воздуха 200--205, в горах 188--193. Средняя дата последнего заморозка 21-30 мая, самая поздняя 6-9 июня. Средняя дата первого заморозка 10-19 сентября, самая ранняя -- 10-18 августа.

В год выпадает 300--600 мм осадков, наблюдается достаточно резкая дифференциация осадков по территории строительства, и их количество при этом зависит в первую очередь от характера атмосферной циркуляции. На западных склонах Уральских гор годовая сумма осадков достигает 640--700 мм, на восточных склонах не превышает 300--500 мм, в западной равнинной части Башкортостана -- 400--500 мм. 60-70 % осадков выпадает в тёплое время года (с апреля по октябрь). На летние месяцы приходится максимум суточного количества осадков (78-86 мм).

Атмосферные осадки.

В таблице 1 показано наибольшее и наименьшее месячное и годовое количество осадков (мм.) различной обеспеченности.

Таблица 1 - Наибольшее и наименьшее месячное и годовое количество осадков (мм)

Месяц	Наибольшее количество, обеспеченность (%)	Наблюденный максимум	Наименьшее количество, обеспеченность (%)	Наблюденный минимум
	10	5	2	мм	год	80	90	95	мм	год
I	73	83	95	80	1962	25	17	11	5	1900
II	70	84	109	140	1902	18	12	8	3	1910
III	90	113	148	172	1906	25	16	8	0	1904
IV	86	107	139	125	1961	19	9	5	0	1958
V	100	111	124	125	1958	35	28	24	18	1936
VI	126	142	163	179	1942	48	35	26	14	1919
VII	135	154	184	214	1924	51	40	31	16	1897
VIII	145	170	202	225	1931	44	29	20	14	1912
IX	124	137	152	161	1950	46	32	23	12	1912
X	129	143	160	147	1957	49	35	27	16	1944
XI	123	136	146	146	1927	38	26	20	6	1900
XII	96	121	155	146	1957	25	17	12	10	1892
Год	911	944	983	921	1961	634	585	554	501	1933

В течение года осадки распределяются неравномерно. Большая часть осадков (около 60 %) выпадает в теплый период года (с апреля по октябрь), в холодный период года (с ноября по март) - соответственно около 40 %. Максимум осадков наблюдается в июле-августе. Наименьшее количество осадков приходится на март-апрель. В отдельные годы, как минимум так и максимум осадков, могут быть сдвинуты на другие месяцы.

В среднем за год, на большей части рассматриваемой территории, 20 - 30 % всех осадков выпадает в твердом виде, 60 - 70 % - в жидком и 10 - 15 % составляют смешанные осадки (мокрый снег, снег с дождем и др.).

Продолжительность осадков летом меньше, чем в холодный период, несмотря на то, что в это время выпадает максимальное количество осадков. Это объясняется большим влагосодержанием атмосферы в теплый период и преобладанием осадков ливневого типа.

В годовом ходе наибольшая суммарная продолжительность осадков наблюдается в декабре-январе, минимальная - в июле-августе.

В течение года наблюдается в среднем 150 - 155 дней с осадками, при этом количество дней с осадками 1.0 мм составляет около 90 дней; с осадками 1 - 5 мм - около 45% от общего числа дней с осадками; а с осадками более 20 мм за сутки - всего лишь 1- 1.5%.

Снежный покров.

Средняя дата появления снежного покрова приходится на третью декаду октября. В большинстве случаев даты выпадения первого снега очень близки к осенней дате перехода температуры через 0. Если же осень продолжительная и теплая, то первый снежный покров может появиться лишь в последних числах ноября - начале декабря.

Самая ранняя дата появления снежного покрова 12-20 сентября, самая ранняя дата образования устойчивого снежного покрова -- 16-24 октября, в горных районах 5-12 октября, средняя дата установления снежного покрова -- 3-13 ноября. Средняя дата схода снежного покрова 14-24 апреля. Число дней со снежным покровом составляет 153--165, в горных районах -- 171--177. Средняя и наибольшая высота снежного покрова 36-55 см, максимальная высота может достигать 106--126 см. Средняя плотность снежного покрова при наибольшей высоте 240--300 кг/м3.

С образованием снежного покрова высота его постепенно увеличивается. В третьей декаде декабря она повсеместно составляет 1-5 см. Наиболее интенсивный рост высоты снежного покрова идет от ноября к январю, в месяцы с наибольшей повторяемостью циклонической деятельности, когда создаются основные запасы снега. Своей максимальной величины высота снежного покрова достигает в первой - второй декаде марта. Средняя (из наибольших декадных) высота за зиму составляет в защищенных от ветра местах 76-100 см.

С второй-третьей декады апреля высота снежного покрова начинает уменьшаться: выпадают осадки в виде дождя, появляются частые дневные оттепели, снег подтаивает, уплотняется. Разрушение снежного покрова и сход его протекает в более сжатые сроки, чем его образование. Как правило, к середины мая весь район освобождается от снега. Самая поздняя дата 22 мая. Продолжительность залегания снежного покрова составляет 170 - 210 дней.

По гололедно-изморозевым образованиям обследуемая территория относится к II району c толщиной стенки гололеда, превышаемой 1 раз в 5 лет - 5 мм.

Нормативная глубина промерзания различных категорий грунтов, м,

Суглинок и глина - 1,8;

Супесь, пески мелкие и пылеватые - 2,2;

Пески гравелистые, крупные и ср. крупности - 2,4;

Крупнообломочный грунт - 2,7.

Преобладающее направление ветра - за XII - II - Ю; за VI - VIII - С;

Максимальная из средних скоростей ветра по румбам, м/с: - за январь - 0;

То же минимальная - за июль - 0.

Средняя скорость ветра за период со среднесуточной температурой воздуха =< 8оС - 3,3 м/с.

Согласно СП 20.13330.2011, территория относится ко II району с нормативной величиной ветрового давления Wо= 0,30 кПа или 30 кгс/м2.

Согласно СП 14.13330.2014 (карты ОСР-97-А, В, С) сейсмичность района работ: 1% вероятность превышения интенсивности сейсмических воздействий по шкале MSK-64 оценивается в 6 баллов.

«Глобальное потепление» оказывает влияние на климат. Проявление потепления заключается в аномальных явлениях, не свойственных по РБ- это торнадо, убыстрение атмосферных процессов.

2. Технологический расчет нефтепровода

Выполнить расчет магистрального нефтепровода для перекачки GГ млн. т нефти в год. Протяженность нефтепровода составляет L км, разность геодезических отметок составляет z=zК-zН. По нефтепроводу транспортируется нефть со свойствами 293, 273, 323; расчетная температура перекачки составляет tР. С. Допустимое рабочее давление принять равным PДОП = 6,4 МПа.

Исходные данные:

- годовая производительность нефтепровода GГ = 24 млн. т /год;

- протяженность нефтепровода (перевальные точки отсутствуют) L = 880км;

- разность геодезических отметок z = zК - zН =50 - 182 = - 132 м;

- средняя расчетная температура перекачки tР = 2,3С (Tр = 275,3 К) [2];

- плотность нефти при температуре 293К (20С), 293 = 880 кг/м3;

- вязкость нефти при 273К (0С), 273 = 32 сСт.;

- вязкость нефти при 323К (50С), 323 = 6 сСт.

2.1 Определение числа нефтеперекачивающих станций

2.1.1 Расчетные значения плотности, вязкости перекачиваемой нефти

Расчетная плотность при температуре Т = ТР определяется по формуле

,

где - температурная поправка, = 1,825 - 0,001315293;

Т - расчетная температура перекачки, Т = 275,3 К.

=1,825 - 0,001315880 = 0,6678 кг/(м3•К);

275,3 = 880 + 0,6678(293 - 275,3) = 891,82 кг/м3.

Определим расчетную кинематическую вязкость нефти:

,

где А и В - постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям кинематического коэффициента вязкости и при двух температурах Т1 и Т2.

,

,

х275,3=29,0496 мм2/с.

2.1.2 Выбор насосного оборудования

Выбор насосного оборудования перекачивающих станций (ПС) производится исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, определяемой при =Т по формуле:

где Nр - расчетное число рабочих дней, принимаемое равным 350 сут/год;

kНП - коэффициент неравномерности перекачки нефти, kНП = 1,05 [1].

.

В соответствии с расчетной часовой производительностью выбираем насосы:

- магистральный насос НМ 3600-230 (n = 3000 об/мин, D = 425 мм);

- подпорный насос НПВ 3600-90 (n = 1500 об/мин, D = 580 мм) [4].

Определим напоры, развиваемые насосами при расчетной производительности перекачки. Для этого воспользуемся уравнением напорной характеристики насоса

H = a - bQ2,

где a и b - постоянные коэффициенты напорной характеристики насосов;

Напор магистрального насоса(D=405):

hМ = 274,1 - 5,587910-63363,92 = 210,868 м;

Напор подпорного насоса (D=540):

hП = 116,2 - 3,002110-63363,92 = 82,229 м.

Определим рабочее давление при условии, что число последовательно работающих магистральных насосов на НПС mМ=3.

;

P = 6,254 МПа PДОП = 6,5 МПа - расчетное давление в нефтепроводе не превышает допустимое.

2.1.3 Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле:

где wo- рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика (рисунок 1).

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Рисунок 1 - Зависимость рекомендуемой скорости перекачки

от плановой производительности нефтепровода

Для дальнейших расчетов принимаем ближайший стандартный наружный диаметр трубопровода DН = 820 мм. Согласно требованиям [1], нефтепроводы диаметром 700 мм и более следует относить к III категории (коэффициент условий работы m = 0,99).

Примем для сооружения нефтепровода трубы ЧТЗ, изготавливаемые по ТУ 14-3р-04-94 (временное сопротивление стали на разрыв В = 510 МПа; коэффициент надежности по материалу k1=1,34) [4].

Так как перекачку нефти предполагается производить по системе «из насоса в насос» и диаметр нефтепровода попадает в интервал DУ = (700 - 1200)мм, согласно [1], значения коэффициентов надежности по нагрузке принимается np=1,15 и надежности по назначению kН = 1,1.

Определим расчетное сопротивление металла трубы R1 :

Расчетное значение толщины стенки трубопровода составляет:

Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной = 9 мм.

Внутренний диаметр нефтепровода равен:

D = Dн - 2 = 820 - 29 = 802 мм = 0,802 м.

2.1.4 Гидравлический расчет нефтепровода. Определение числа перекачивающих станций

Определим среднюю скорость течения нефти:

Режим течения нефти характеризуется числом Рейнольдса Re, значение которого составляет:

.

Значения переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 определяют по формулам:

,

где - относительная шероховатость трубы;

kЭ - эквивалентная шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния. Для новых бесшовные стальных труб высшего качества изготовления kЭ = 0,01 мм [3].

;

Так как Re1 < Re < Re2, режим течения нефти турбулентный в зоне смешанного трения. Коэффициент гидравлического сопротивления определим по формуле Альтшуля:

.

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

Величина гидравлического уклона вычисляется:

Суммарные потери напора в трубопроводе определяются по формуле:

,

где 1,02 - коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;

NЭ - число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400…600 км [3];

hост - остаточный напор в конце эксплуатационного участка, hост =30…40 м.

В расчетах принимаем NЭ=2, hост = 40 м. Тогда суммарные потери напора составят:

2.1.5 Определение числа перекачивающих станций

Необходимое число перекачивающих станций для условий обеспечения расчетной производительности нефтепровода составит:

где HСТ = mМhМ - расчетный напор перекачивающей станции.

При округлении числа ПС в меньшую сторону (n = 3) гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга длиной lЛ. Полагая, что диаметр лупинга и основной магистрали одинаковы, найдем значения коэффициента и его протяженность:

;

При округлении числа перекачивающих станций в большую сторону предусмотрим вариант циклической перекачки. При циклической перекачке эксплуатация нефтепровода осуществляется на двух режимах: часть планового времени ф2 ведется на повышенном режиме с производительностью Q2 > Q (при работе на каждой станции по 3 магистральных насоса). Остаток времени ф1 нефтепровод работает на пониженном режиме с производительностью Q1 > Q (при работе на каждой станции по 2 магистральных насоса).

Построим совмещенную характеристику нефтепровода и перекачивающих станций (с числом НПС = 3, НПС = 4 при работе 3 насосов, НПС = 4 при работе 2 насосов). Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного диаметра и оборудованного лупингом lл = 162,417 км в диапазоне расходов от 3063 до 3663 м3/ч. Результаты вычислений представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций.

Производительность нефтепровода Q, м3/ч	Напор насосов, м	Характеристика нефтепровода, м	Характеристика НПС, м
	hП	HМ	Постоянного диаметра	С лупингом	n = 3; mМ=3	n = 4; mМ=3	n = 4; mМ=2
3000	88,0343	221,6745	1955,56143	1695,1929	2171,139	2836,162	1949,46
3100	86,16528341	218,19547	2071,660973	1796,23511	2136,09	2790,6762	1917,8943
3200	84,23613395	214,60468	2190,546615	1899,70201	2099,914	2743,7285	1885,3097
3300	82,24694249	210,90214	2391,385552	2061,25375	2062,613	2695,3196	1851,711
3400	80,19770903	207,08784	2522,413363	2174,57807	2024,186	2645,4495	1817,0981
3500	78,08843357	203,16178	2656,500723	2290,54856	1984,633	2594,1183	1781,4711
3600	75,91911611	199,12397	2793,634657	2409,154	1943,954	2541,3258	1744,83

Графически совмещенная характеристика нефтепровода и перекачивающих станций приведена на рисунке 2.

Точка пересечения характеристики нефтепровода с лупингом длиной lЛ и перекачивающих станций подтверждает правильность определения lЛ, так как Q = 3363 м3/ч.

При округлении числа ПС в большую сторону (n = 4) рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и перекачивающих станций (n = 4; mM=3;) значение расхода в которой: Q2 = 3523 м3/ч. Если на каждой ПС отключить по одному насосу (n = 4; mM=2), то рабочая точка совмещенной характеристики переместится в положение, и нефтепровод будет работать с производительностью Q1 = 3063 м3/ч.

Так как выполняется условие Q1 < Q < Q2, рассчитаем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2 :

суток;

суток.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Рисунок 2 - Совмещенная характеристика нефтепровода и перекачивающих станций

2.2 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода

Согласно нормам проектирования магистральных нефтепроводов РД153-39.4-113-01 применение лупингов и вставок допускается в отдельных случаях при их технико-экономическом обосновании. За окончательный примем вариант сооружения однониточного нефтепровода с n = 4 перекачивающими станциями. В этом случае расстановку станций на местности будем производить исходя из максимальной производительности нефтепровода, то есть Q2 = 3523 м3/ч.

Расчетное значение гидравлического уклона, соответствующее производительности Q2 составляет i = 2,957•10-3.

Напоры, развиваемые подпорным и магистральными насосами при подаче Q2, соответственно равны:

hМ = 274,1 - 5,587910-635232 = 204,74м;

hП = 116,2 - 3,002110-63523 = 78,9 м.

Расчетный напор ПС в этом случае составит HСТ = 3·hМ = 3204,74 = 614,22 м.

Выполним построение гидравлического треугольника. За горизонтальный катет примем отрезок аb равный l = 100 км, который отложим в масштабе длин.

Вертикальный катет ас треугольника равный:

1,02·i·l = 1,02·2,95·10-3·100·103 = 301,614 м отложим перпендикулярно отрезку аb в масштабе высот.

Расстановка перекачивающих станций на местности показана в приложении А. При расстановке принято, что величина подпора перед промежуточными ПС равна hП, а в конце каждого эксплуатационного участка величина остаточного напора составляет: hост = 40 м.

Результаты графических построений приведены в таблице 3.

Таблица 3- Расчетные значения высотных отметок ПС и длин линейных участков нефтепровода

Перекачивающая станция	Высотная отметка Zi, м	Расстояние от начала нефтепровода, км	Длина линейного участка ?i, км
ГНПС-1	182,00	0	234
НПС-2	90	234	226
НПС-3	50	460	200
НПС-4	56	660	220
КП	50	880	-

2.3 Расчет максимального расхода при отключении НПС-2

В рассматриваемом случае перекачивающая станция (НПС-2), будет работать на сдвоенный перегон, то есть протяженность второго линейного участка будет равна ?1-3=?1+?2=202+198=400 км. Величина максимального гидравлического уклона составит:

.

Определим полные потери напора H' в первом эксплуатационном участке нефтепровода (L(1)=460 км; Дz(1)=z3-z1=-132м), соответствующие гидравлическому уклону imax:

.

Минимальный подпор примем из условия допустимого кавитационного запаса магистрального насоса:

ДНmin= =40 м [5].

Максимальный напор на выходе НПС примем равным:

HПСmax = Pдоп/сg=6,4*106/(891,82 *9,81)=731,53 м.

Задаваясь режимом течения нефти в области гидравлически гладких труб (в=0,0246; m=0,25), определим значение гидравлического уклона при единичном расходе:

.

Рассчитаем значение расходов в нефтепроводе, соответствующие переходным числам Рейнольдса Re1 и Re2:

.

.

Расход нефти Qmax по формуле составит:

м3/ч.

Так как Qmax<QRe1, то режим течения нефти выбран правильно.

Рассчитаем напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при подаче равной Qmax:

hМ = 274,1 - 5,587910-62701,762 = 233,31м;

hП = 116,2 - 3,002110-62701,762 = 94,28 м.

Максимальное расчетное количество работающих магистральных насосов на всех оставшихся станциях первого эксплуатационного участка составляет:

.

Как видно из расчета, всего на всех оставшихся станциях первого эксплуатационного участка при отключении НПС-2 могут работать не более двух магистральных насосов.

Задаваясь числом магистральных насосов равным двум, с помощью программы расчета совместной работы трубопровода и нефтеперекачивающих станций RABT.BAS определим потери напора на первом эксплуатационном участке, производительность перекачки, гидравлический уклон, а также напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами. Ниже приведены результаты вычислений.

Исходные данные:

Внутренний диаметр трубопровода D = 0.802 м,

Длина трубопровода L = 460 км,

Эквивалентная шероховатость k = 0.2 мм,

Разность геодезических отметок dz = -132 м,

Напор остаточный ho = 40 м,

Кинематическая вязкость v = 29,0496 мм2/с,

Минимальный расход Q1 = 0 куб.м/ч,

Максимальный расход Q2 = 2701,76 куб.м/ч,

Точность расчета EPS = 0.01 м,

Количество работающих магистральных насосов km = 2.

Результаты расчета:

Напор в рабочей точке Hp = 699,3395 м,

Расход в рабочей точке Qp = 2531,91 м3/ч,

Гидравлический уклон 1.02*i = 1,633347E-03,

Напор подпорного насоса hп = 111,3887 м,

Напор магистрального насоса hм = 238,2784 м.

м, что не превышает величину допустимого напора.

Как видно из расчетов и графических построений все условия выполняются. Производительность нефтепровода на первом эксплуатационном участке в случае отключения НПС-2 составит Q=2531.91м3/ч.

3. Защита трубопровода от повышенного давления

Перегрузки по давлению (гидравлический удар) возникают в напорном трубопроводе при внезапном торможении потока жидкости. Впервые явление гидравлического удара теоретически и экспериментально исследовал наш соотечественник Н. Е. Жуковский применительно к водопроводным сетям

Рассмотрим механизм возникновения перегрузок по давлению на простейшей модели.

Пусть имеется система, состоящая из резервуара и трубопровода, в котором поддерживается давление Р0 . В конце трубопровода, по которому со скоростью w0 двигалась жидкость, произведено мгновенное закрытие крана (рис. 3). При этом частицы жидкости, прилегающие к крану, мгновенно затормозятся, и их кинетическая энергия перейдет в потенциальную энергию давления ?Pуд что, в свою очередь, приведет к растягиванию (расширению) стенки трубопровода и сжатию жидкости. Величина ?Pуд называется ударным давлением, а переходная область, в которой давление изменяется на величину ?Pуд, называется ударной волной.

На заторможенные частицы жидкости будут набегать частицы, более удаленные от крана, и также будут тормозиться (рис. 3а). В результате объем остановленной и сжатой жидкости, а также длина растянутой части трубы будут увеличиваться в сторону обратную течению (сечение n-n перемещается вправо со скоростью с, называемой скоростью распространения ударной волны).

В некоторый момент времени ударная волна достигнет резервуара. При этом жидкость окажется остановленной и сжатой во всей трубе, а стенки всего трубопровода -- растянутыми (рис. 3 б).

Рисунок 3 -- Стадии гидравлического удара

Поскольку жидкость в резервуаре практически неподвижна, а кроме того, она имеет свободную поверхность, дальнейшее распространение ударной волны вправо прекращается. Более того, под действием перепада давления ?Pуд частицы жидкости устремятся из трубы обратно в резервуар. Это движение начнется с сечения, непосредственно примыкающего к резервуару (рис. 3 в). В результате сечение n-n со скоростью с будет перемещаться к крану. Поскольку жидкость и стенки трубы предполагаются упругими, то они возвращаются к прежнему состоянию. Потенциальная энергия деформации полностью переходит в кинетическую энергию, и в трубе устанавливается первоначальное давление Р0, а жидкость приобретает первоначальную скорость w0, но направленную теперь в противоположную сторону (рис. 3 г).

С этой скоростью она стремится оторваться от крана, в результате чего возникает отрицательная ударная волна, давление в которой составляет Р0 - ?Pуд . Со скоростью с она направляется от крана к резервуару. В области пониженного давления стенки трубы сжимаются, а жидкость расширяется, т. е. кинетическая энергия потока вновь переходит в потенциальную энергию, но противоположного знака (рис. 3 д).

В момент, когда отрицательная волна давления достигнет резервуара, скорость жидкости в трубе станет равна нулю, а абсолютное давление составит Р0- ?Pуд (рис. 3 е). Но так как давление в резервуаре более высокое, то жидкость снова устремится к крану со скоростью w0 (рис. 3 ж). Как только отраженная от резервуара волна под давлением Р0 достигнет крана, возникнет ситуация, уже имевшая место в момент его закрытия. После этого весь цикл гидравлического удара повторится.

Таким образом, гидравлический удар представляет собой колебательный процесс, сопровождающийся попеременным распространением в трубопроводе волн повышенного и пониженного давления.

Различают активные и пассивные методы защиты трубопроводов от перегрузок по давлению. К активным относится создание волны пониженного давления, идущей навстречу волне повышенного давления. Волна пониженного давления создается путем посылки сигнала по линии связи с остановленной нефтеперекачивающей станции на предшествующую для отключения на ней одного или нескольких насосных агрегатов. При этом возникает волна пониженного давления, двигающаяся по потоку. При встрече волн пониженного и повышенного давления они взаимно гасятся и, следовательно, опасного повышения давления в трубопроводе не произойдет.

Система создания встречной волны пониженного давления включает:

устройство для формирования сигнала при возникновении опасных возмущений

давления (за критерий выбрана скорость нарастания давления, она должна быть не менее 1... 1,2 МПа за 5... 6 с);

линию связи с остальными нефтеперекачивающими станциями;

устройство для отключения одного или нескольких насосных агрегатов при поступлении сигнала.

Система создания волны пониженного давления (типа «Волна») внедрена на отдельных участках нефтепровода «Дружба». Недостатком данного метода защиты трубопроводов от перегрузок по давлению является необходимость обеспечения помехоустойчивости и высокой надежности линии связи. Кроме того, отключение насосов необходимо осуществлять на нескольких перекачивающих станциях, предшествующих остановленной, так как каждое отключение приводит к возникновению волны повышенного давления на предшествующем участке трубопровода. К пассивным средствам защиты трубопроводов от перегрузок относятся:

задвижки;

утолщенная стенка трубопровода;

система гашения волны повышенного давления в месте ее возникновения;

система сглаживания волн давления.

Применение на нефте- и нефтепродуктопроводах в качестве запорной арматуры не кранов, а относительно медленно закрывающихся задвижек автоматически исключает резкое изменение скорости потока при изменении степени их открытия. Соответственно уменьшается и величина ударного давления. [1] предусматривает расчет толщины стенки магистральных трубопроводов с использованием коэффициента перегрузки трубопроводов по давлению пр. Напомним, что эта величина принимается равной np= 1,15 при перекачке по системе «из насоса в насос» и np= 1,1 -- при других системах перекачки. За счет этого толщина стенки трубопровода завышается. Эффективным методом уменьшения ударного давления является гашение волны повышенного давления непосредственно в месте ее возникновения (в этом случае исключается динамическая перегрузка всей линейной части трубопровода). Гашение волны повышенного давления у остановленной станции осуществляется за счет того, что уменьшение расхода через остановленную станцию происходит постепенно, за время, соизмеримое с временем пробега ударной волной участка между нефтеперекачивающими станциями. Для этого в общем случае применяют:

установку воздушных колпаков на линии всасывания перекачивающей станции;

автоматический сброс части перекачиваемой жидкости в месте возникновения волны повышенного давления в специальный резервуар.

Расчеты показывают, что для обеспечения требуемого снижения нарастания

давления в современных магистральных трубопроводах объем воздушного колпака должен составлять 100... 200 м3. Кроме того, воздушный колпак должен работать при давлениях до 6 МПа, что требует больших металлозатрат и специальной системы компенсации запаса воздуха ввиду его частичного растворения в перекачиваемой жидкости. Поэтому данный метод при трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов не применяется.

Вследствие простоты конструкции и эксплуатации на магистральных нефтепроводах нашел широкое применение способ автоматического сброса части перекачиваемой нефти в специальный резервуар. В качестве автоматических устройств, для сброса применяются шланговые клапаны, называемые иногда регуляторами скорости изменения волны давления. На рис. 4 приведена принципиальная схема шлангового клапана «Флекс-Фло» (США).

Он состоит из корпуса с входным 1 и выходным 6 патрубками, дросселя 2, разделительного сосуда 3, гильзы 4 и шланга 5. Входная I и выходная II полости клапана разделены перегородками с боковыми прорезями, закрытыми цилиндрическим шлангом 5 из бензостойкой резины. Полость I соединена с нефтепроводом на линии всасывания перекачивающей станции и давление в ней равно давлению подпора. Полость II соединена с резервуаром для сбрасываемой нефти. Полость III заполнена воздухом или инертным газом. Полости I и III соединены разделительным сосудом 3, внутри которого находится эластичная мембрана. В разделительный сосуд из полости I поступает нефть, а из полости III-- инертный газ (или воздух).

Клапан работает следующим образом. При установившемся режиме перекачки давление в полостях I и III одинаково и равно давлению в нефтепроводе, шланг 5 плотно прилегает к гильзе с прорезями.

При плавном повышении давления во всасывающей линии перекачивающей станции дроссель 2 не оказывает существенного сопротивления нефти, и поэтому давления в полостях I и III успевают своевременно выравниваться, следовательно, шланговый клапан не открывается. При резком повышении давления в нефтепроводе и соединенной с ним полости I, (например, при внезапном отключении промежуточной нефтеперекачивающей станции), создается разность давлений между полостями I и III, достаточная для преодоления жесткости шланга. При этом шланг отжимается от боковых прорезей, и часть нефти из полости I попадает в полость II, а из нее -- в резервуар для сброса. Сброс нефти из трубопровода при срабатывании шлангового клапана обеспечивает существенное гашение волны повышенного давления, и волна давления распространяется по трубопроводу с небольшой крутизной фронта, благодаря чему на предыдущей станции успевает сработать система регулирования давления. В результате опасного повышения давления не произойдет, и трубопровод плавно перейдет на новый установившийся режим работы с уменьшенным расходом.

Клапаны «Флекс-Фло» позволяют ограничить величину давления при гидроударе, однако не снижают темпа роста давления, который может быть недопустимо высок. Поэтому более целесообразно использование систем сглаживания волн давления (ССВД). Данное устройство (рис. 5) состоит из разделительной емкости 4 и элементов гашения гидроудара, в каждый из которых входит клапан «Флекс-Фло» 1 и аккумулирующая емкость 2, разделенная тонкой резиновой оболочкой на две изолированные полости. Причем верхняя полость заполнена газом (воздух) и соединяется с газовой емкостью клапана «Флекс-Фло», а нижняя заполнена антифризом (этиленгликоль). Каждая группа гашения гидроудара сообщается с разделительной емкостью 4 через общий дроссель 3. В емкости 4 нижняя часть заполнена более тяжелым антифризом, а верхняя -- нефтью, поступающей непосредственно из нефтепровода.

I -- входная полость; II -- выходная полость; III -- полость, заполненная газом; 1 -- входной патрубок; 2 -- дроссель; 3 -- разделительный сосуд; 4 -- гильза; 5 -- шланг; 6 -- выходной патрубок

Рисунок 4 -- Шланговый клапан «Флекс-Фло»

1 -- клапаны «Флекс-Фло»; 2 -- аккумулирующие емкости; 3 -- настроечные дроссели; 4 -- разделительная емкость

Рисунок 5 -- Принципиальная схема системы сглаживания волн давления «Аркрон-1000»

Таким образом, газовая полость клапана «Флекс-Фло» в месте его подключения сообщается с полостью нефтепровода через пневмогидросистему, обеспечивающую совпадение давлений в них при медленном изменении давления в точке подключения емкости 4 к нефтепроводу и запаздывание срабатывания клапана «Флекс-Фло» при быстром росте давления в магистрали.

Эффект запаздывания получается за счет того, что при повышении давления в нефтепроводе давление в газовой полости выравнивается с ним только после того, как в аккумулирующую емкость 2 поступит достаточное количество антифриза, обеспечивающего необходимое сжатие воздуха. Расход, с которым антифриз перетекает в аккумулирующую емкость, определяется проходным сечением дросселя 3. Уменьшая его, можно увеличивать время запаздывания роста управляющего давления в полости III клапана «Флекс-Фло» (рис. 6). Связь же между данным параметром и величиной ударного давления прямая: во сколько раз продолжительность нарастания давления будет превышать время, необходимое для перемещения волны до предшествующей НПС и обратно, во столько же раз будет меньше величина ?Pуд.

Рисунок 6 -- Экспериментальные зависимости времени запаздывания закрытия клапанов «Флекс-Фло» от сопротивления Су настроечного дросселя системы «Аркрон»

По нормам проектирования системы сглаживания волн давления (ССВД) должны устанавливаться на промежуточных станциях магистральных трубопроводов диаметром 720 мм и выше. Необходимость применения ССВД на трубопроводах меньшего диаметра должна обосновываться расчетом

Система Сглаживания Волн Давления (ССВД) относится к классу защиты магистральных трубопроводов, работающих на жидких средах. При эксплуатации таких трубопроводов, в момент изменения режима перекачки, расхода по трубопроводу, в нем происходят сложные волновые процессы. Изменение режима перекачки может быть вызвано открытием/закрытием задвижек и/или изменением режимов работы насосных агрегатов.

Последствия таких нарушений могут привести к значительным экономическим потерям. Речь идет не только о финансовых потерях в результате выхода из строя оборудования, но и об экологических катастрофах.

В состав оборудования входят: регулирующие клапаны, система управления клапанами и система контроля состояния ССВД, установленные на единой раме. В комплект оборудования может входить Блок-Бокс (здание) со всеми необходимыми системами жизнеобеспечения, контроля и сигнализации.

Принцип работы систем основан на своевременном сбросе рабочей жидкости через регулирующие (сбросные) клапаны, расход через которые контролируется и корректируется системой управления.

Для защиты магистрального нефтепровода от повышения давления в переходных процессах должны предусматриваться следующие защиты:

- отключение одного насоса на МНС при превышении допустимого рабочего давления на выходе НПС на 0,2 МПа;

- отключение НПС при повышении давления в нефтепроводе до величины равной 1,09 от допустимого рабочего давления на выходе НПС, но не более чем на 0,4 МПа от допустимого рабочего давления;

- сброс через предохранительные устройства, через ССВД или их комбинации нефти из магистрального трубопровода в специальные резервуары при повышении давления в трубопроводе. Давление настройки предохранительного клапана устанавливаемого на входе НПС с резервуарным парком для защиты технологического трубопровода резервуарного парка должно быть равно 0,55 МПа. При наличии системы измерения количества нефти это значение составляет 0,7МПа. При этом максимальное рабочее давление в технологическом трубопроводе резервуарного парка должно быть не более 1,0 МПа;

- срабатывание ССВД при повышении давления в нефтепроводе на величину не более 0,4 МПа от давления настройки ССВД, происходящем со скоростью выше 0,2 МПа/сек.

Регулирующий клапан ССВД должен обеспечивать настройку скорости роста давления в диапазоне от 0,01 до 0,06 МПа/с. Давление в пневмоаккумуляторах должно определяться по расчёту переходного процесса с учетом технической характеристики ССВД. На промежуточных насосных станциях с рабочим давлением на выходе НПС 6,3 МПа должна устанавливаться ССВД с горизонтальными подземными сбросными резервуарами. Необходимость установки ССВД должна определяться технико-экономическим расчётом.

На всех НПС должна предусматриваться двухступенчатая (отключение отдельных насосов и станции в целом) защита по максимальному давлению на выходе станции. Ступени (контуры) защиты должны быть независимы друг от друга.

На НПС с резервуарным парком для защиты коммуникаций РП и подводящего нефтепровода должна предусматриваться защита сбросом нефти в специальные резервуары через предохранительные устройства и через электроприводную задвижку.

Для нефтепровода с рабочим давлением на выходе НПС 10 МПа защита должна обеспечивать срабатывание предохранительных устройств для ограничения давления на входе НПС в случае её отключения и одновременную передачу сигнала на отключение предыдущей НПС для ограничения объёма сброса через предохранительные устройства.

Передача сигнала осуществляется по каналам телемеханики или (и) по специально выделенному каналу. Для повышения надежности передачи сигнала должно предусматриваться дублирование канала связи.

На промежуточных НПС с рабочим давлением на выходе НПС 10,0 МПа, где предусмотрен аварийный сброс нефти от предохранительных устройств, должны быть предусмотрены не менее двух отдельно выделенных вертикальных стальных резервуаров с полезной ёмкостью, обеспечивающей сброс с максимальной пропускной способностью в течение 1 часа.

Предельное максимальное давление на выходе НПС (после узла регулирования) должно быть не более 1,05 допустимого рабочего давления на выходе НПС.

Аварийное максимальное давление на выходе НПС (после узла регулирования давления) должно быть не более 1,09 допустимого рабочего давления на выходе НПС, но не превышающее допустимое рабочее давление на выходе НПС более чем на 0,4 МПа для НПС с рабочим давлением на выходе 6,3 МПа и 0,7 МПа для НПС с рабочим давлением на выходе 10,0 МПа

Заключение

В данном курсовом проекте был проведем технологический расчет нефтепровода Уфа - Саратов, который включает в себя:

- определение оптимальных параметров нефтепровода;

- расстановка станций по трассе нефтепровода.

Исходя из результатов расчета принимаем:

Диаметр трубопровода Dн = 820 мм;

Толщина стенки д = 9 мм;

Магистральный насос НМ 3600-230 (n = 3000 об/мин, D = 425 мм);

Подпорный насос НПВ 3600-90 (n = 1500 об/мин, D = 580 мм);

Количество НПС = 4;

Расчетная производительность Q = 3523 м3/ч.

Так же были рассмотрены методы защиты трубопровода от повышенного давления, которое может привести к значительным финансовым и экономическим потерям.

Список использованных источников

1 СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Взамен "СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы".

2 Эксплуатация магистральных нефтепроводов. Учебное пособие. Под общей редакцией Земенкова Ю.Д. Тюмень. Издательство "Вектор Бук", 2003. - 664 с.

3 Коршак А.А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебник для вузов/А.А. Коршак, А.М. Нечваль; под ред. А.А. Коршака.-СПб.: Недра, 2008.-488 с. нефтепровод насосный перекачивающий станция

4 Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Коршак А.А., Шаммазов А.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. - Уфа: ООО "Дизайн-ПолиграфСервис", 2002. - 658с.

5 Быков Л.И., Мустафин Ф.М., Рафиков С.К., Нечваль А.М., Лаврентьев А.Е.. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: Учебник для ВУЗов. - СПб. Недра 2009. - 806с.

Размещено на Allbest.ru

...