Розрахунок нафтопроводу Одеса-Броди при існуючому стані нафтотранспортної системи

- максимальна пропускна здатність при послідовній роботі двох основних насосів і перекачці російської нафти становить 1654 м³/год (працює основний насос №1 + основний насос №3, або основний насос №2 + основний насос №3). Тобто незалежно від схеми включення насосів 1+3 чи 2+3 пропускна здатність не змінюється, проте потужність зростає, що свідчить про неекономічність режиму основний №2 + основний №3;

- режим роботи нафтопроводу при послідовній роботі трьох основних насосів на МНТ ”Південний” і перекачці російської нафти не приводить до зміни пропускної здатності нафтопроводу, при даному режимі роботи насосів вона становить як і при режимі 1+3 1654 м³/год, зате тиск на виході НПС становить 87,67 бар, 27,87 бар необхідно дроселювати, оскільки вставка на викиді 60 бар. Даний режим використовувати для перекачки російської нафти не можна;

- перекачка каспійської нафти по трубопроводу Одеса-Броди, на яку і було орієнтовано його будівництво, є більш вигідною, оскільки збільшуються обсяги перекачки і знижуються затрати потужності та питомі затрати електроенергії. Максимальна пропускна здатність нафтопроводу при одному працюючому основному насосі становить 1370 м³/год (працює основний насос №3), 941,5 м³/год (працює основний насос №2), 789 м³/год (працює основний насос №1);

- при двох послідовно працюючих насосах максимальна пропускна здатність становить 2208,5 м³/год (працює основний насос №1 + основний №3) і на відміну від російської, при перекачці якої схема (1+3) чи (2+3) не приводить до збільшення пропускної здатності, тут вона змінюється (1+2) становить 2028 м³/год, (1+3) - 2118 м³/год, (2+3) - 2208,5 м³/год;

- при перекачці каспійської нафти можна використовувати режим послідовної роботи трьох основних насосів на МНТ, оскільки при даному режимі перекачки досягається максимальне значення пропускної здатності нафтопроводу 2441 м³/год і при цьому тиск на виході основних насосів буде становити 69,07 бар, з яких 9,07 бар потрібно буде дроселювати.

Отже, найбільш ефективними режимами роботи нафтопроводу Одеса-Броди при перекачці каспійської нафти з режимів нижчого порядку (один основний насос) є другий та третій основні насоси. При двох послідовно працюючих основних насосах найбільш вигідними є (2+3) та (1+3). Також доцільно використовувати для перекачки каспійської нафти режим найвищого порядку (три послідовно працюючі основні насоси). На мою думку доцільно було б вставку по викиду збільшити з 60 до 70 бар, оскільки міцнісні характеристики трубопроводу та результати гідровипробовування лінійної частини (80 бар) дозволяють це зробити. Це в свою чергу дозволило б уникнути дроселювання при послідовній роботі трьох основних насосів а також привело б до збільшення пропускної здатності нафтопроводу. При перекачці російської нафти з режимів нижчого порядку найбільш вигідним є робота третього основного насоса. При двох послідовно працюючих насосах можна використовувати два ефективні режими (1+2) та (1+3), режимом найвищого порядку користуватися не можна, оскільки він не збільшує пропускну здатність нафтопроводу.

Крім того слід врахувати ще й те, що розрахунки пропускної здатності, режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди ми проводили для найгірших умов його роботи - мінімальній температурі грунту на глибині укладання трубопроводу t = 1,9⁰С що викликало збільшення густини і кінематичної в'язкості нафти та збільшувало гідравлічний опір трубопроводу. В літні місяці роботи нафтопроводу температура грунту на глибині укладання трубопроводу буде становити t = 22,8⁰С, що суттєво вплине на фізико-хімічні властивості нафти і приведе до збільшення пропускної здатності нафтопроводу. Для збільшення пропускної здатності нафтопроводу в зимовий період доцільно було б підмішувати в резервуари з нафтою спеціальні присадки, які сприяють зниженню в'язкості нафти при низьких температурах.

4. Розрахунок режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС “Степова” та “Кам'яногірка”

На магістральних нафтопроводах один з найбільш застосовуваних способів збільшення їх пропускної здатності є збільшення кількості проміжних НПС (подвоєння кількості НПС).

Як відомо з розрахунків, виконаних в розділі 3 даного дипломного проекту, максимальна пропускна здатність нафтопроводу Одеса-Броди при існуючому на даний час стані нафтотранспортної системи (на трубопровід працюють тільки насоси МНТ “Південний”) становить 12,7 млн. тонн при перекачці російської нафти і 17,2 млн. тонн при перекачці каспійської нафти.

Для досягнення повної проектної пропускної здатності нафтопроводу Одеса-Броди, що становить 40 млн. тонн нафти на рік передбачені дві проміжні НПС: “Степова” на 181 кілометрі і “Кам'яногірка” на 386 кілометрі.

Тому в даному розділі дипломного проекту проведемо гідравлічні розрахунки пропускної здатності та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди при роботі двох проміжних НПС та різних схемах включення основних насосів на НПС:

- МНТ “Південний” підпірний + основний №1 + “Степова” основний №1 + “Кам'яногірка” основний №1;

- МНТ “Південний” підпірний + основний №2 + “Степова” основний №2 + “Кам'яногірка” основний №2;

- МНТ “Південний” підпірний + основний №3 + “Степова” основний №3 + “Кам'яногірка” основний №3;

- МНТ “Південний” підпірний + основний №3 + “Степова” основний №3;

- МНТ “Південний” підпірний + основний №1 + №2 + “Степова” основний №1 + №2 + “Кам'яногірка” основний №1 + №2;

- МНТ “Південний” підпірний + основний №1 + №3 + “Степова” основний №1 + №3 + “Кам'яногірка” основний №1 + №3;

- МНТ “Південний” підпірний + основний №2 + №3 + “Степова” основний №2 + №3 + “Кам'яногірка” основний №2 + №3;

- МНТ “Південний” підпірний + основний №1 + №2 + №3 + “Степова” основний №1 + №2 + №3 + “Кам'яногірка” основний №1 + №2 + №3;

- МНТ “Південний” підпірний + основний №1 + №2 + №3 “Кам'яногірка” основний №1 + №2 + №3;

- МНТ “Південний” підпірний + основний №2 + №3 + “Кам'яногірка” основний №2 + №3;

- МНТ “Південний” підпірний + основний №2 + №3 + “Степова” основний №2 + №3;

- МНТ “Південний” підпірний + основний №1 + №3 + “Кам'яногірка” основний №1 + №3;

4.1 Характеристика розрахункової схеми нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС “Степова” та “Кам'яногірка”

Розрахункова схема нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС “Степова” та “Кам'яногірка” наведена на рисунку 4.1.



Рисунок 4.1- Розрахункова схема нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС “Степова” та “Кам'яногірка”

З наведеної на рисунку 4.1 розрахункової схеми видно, що нафтотранспортна система Одеса-Броди включає в себе ГНПС, якою є МНТ “Південний”, ділянку нафтопроводу довжиною L₁= 181 км., НПС “Степова”, ділянку нафтопроводу довжиною L₂= 205 км., НПС “Кам'яногірка”, ділянку нафтопроводу довжиною L₃= 281 км., кінцевий пункт даної нафтотранспортної системи ЛВДС “Броди” нафтопроводу “Дружба”. Третя ділянка нафтопроводу проходить в складних географічних рельєфних умовах, тому на цій ділянці на відстані 643 км. від МНТ “Південний” є перевальна точка. Так як нафта в трубопроводі після перевальної точки рухається самоплином з потрібною продуктивністю, то при виконанні гідравлічних розрахунків довжину третьої ділянки приймаємо від НПС “Кам'яногірка” до перевальної точки L₃= 257 км. і величину мінімального тиску в цій точці приймаємо Р_мін = 1 бар.

Величина мінімального тиску для забезпечення нормальної безкавітаційної роботи основних насосів НПС дорівнює Р_мін = 4,2 бар, величина максимально допустимого тиску на виході НПС виходячи з умови міцності трубопроводу Р_макс = 60 бар, величина технологічно необхідного тиску в кінцевому пункті даної нафтотранспортної системи на ЛВДС “Броди” становить Р_кп = 3 бари, необхідна для забезпечення нормального прийому нафти в резервуари.

Так як проміжні НПС даної нафтотранспортної системи “Степова” та “Кам'яногірка” ще не побудовані і не введені в промислову експлуатацію, то приймемо, що на цих НПС встановлені такі ж самі насоси як і на МНТ “Південний” марки НМ 3600-230 із змінними роторами на подачі: основний №1 - 1710 м³/год, основний №2 - 1920 м³/год, основний №3 - 2120 м³/год. Для забезпечення нормальної безкавітаційної роботи основних насосів НПС необхідний підпір. Для забезпечення підпору на МНТ “Південний” встановлені два (один робочий і другий резервний) підпірні насоси НПВ 3600-90. На НПС “Степова” та “Кам'яногірка” підпірні насоси не встановлені, а необхідний для безкавітаційної роботи основних насосів підпір забезпечується зарахунок попередньої НПС.

4.2 Формування вихідних даних для гідравлічних розрахунків роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС

Необхідно визначити пропускну здатність нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС “Степова” та “Кам'яногірка”. Для цього маємо характеристики насосів, встановлених на МНТ “Південний”, геометричні характеристики трубопроводу, міцнісні характеристики трубопроводу, фізико-хімічні властивості транспортованої нафти та умови її транспортування.

Протягом року змінюється температура грунту на глибині укладання трубопроводу. Це в свою чергу призводить до зміни температури нафти в трубопроводі, зарахунок чого змінюється її густина та кінематична в'язкість. Ці зміни викликають зміну гідравлічного опору трубопроводу, що в свою чергу призводить до зміни режимних та енергетичних параметрів роботи даної нафтопровідної системи.

Розрахунок режимів, пропускної здатності та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди виконаємо для найгірших умов його роботи- мінімальній температурі грунту на глибині укладання трубопроводу, яка для даного району буде в березні місяці і буде становити 1,9⁰С (див. розділ 1.4).

Розрахунки густин та кінематичних в'язкостей двох сортів нафт, які будуть транспортуватися по даному нафтопроводу при даній температурі виконані в розділі 1.4 даного дипломного проекту, розрахунок коефіцієнтів математичних моделей напірних характеристик основних та підпірного насосів МНТ “Південний” виконані в розділі 2.2.

Для зручності проведення подальших розрахунків систематизуємо дані, розраховані в попередніх розділах в таблицю вихідних даних 4.1.

Таблиця 3.1- Вихідні дані для гідравлічних розрахунків пропускної здатності та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС

Параметр	Значення
Коефіцієнти математичних моделей насосів МНТ “Південний”, НПС “Степова” та “Кам'яногірка”
Основний насос №1 (Q=1710 м3/год) а в Q1, Q2, Q3. 1, 2, 3.	289 148 1600, 1700, 1900 0,785, 0,808, 0,829
Продовження таблиці 3.1
Параметр	Значення
Основний насос №2 (Q=1920 м3/год) а в Q1, Q2, Q3. 1, 2, 3.	307 89 1800, 2000, 2100 0,786, 0,79, 0,783
Основний насос №3 (Q=2120 м3/год) а в Q1, Q2, Q3. 1, 2, 3.	414 306 2000, 2100, 2200 0,795, 0,793 0,788
Підпірний насос НПВ 3600-90 а в Q1, Q2, Q3. 1, 2, 3.	128 25 1950, 2200, 2500 0,66, 0,71, 0,74
ККД електродвигунів	0,97
Фізико-хімічні властивості каспійської нафти (CPC BLAND)
Густина при 200С, кг/м3	788,7
Розрахункова густина, кг/м3	803,0
Кінематична в'язкість нафти, сСт при 00С 100С 200С	3,2 2,53 2,0
Розрахункова кінематична в'язкість нафти, сСт	3,19
Фізико-хімічні властивості російської нафти (URALS)
Густина при 200С, кг/м3	865,4
Розрахункова густина, кг/м3	877,8
Кінематична в'язкість нафти, сСт при 00С 100С 200С	48,41 30,6 19,36
Розрахункова кінематична в'язкість нафти, сСт	44,38
Характеристика трубопроводу
Загальна довжина L, м. МНТ “Південний” - НПС “Степова” L1, м. НПС “Степова” - НПС “Кам'яногірка” L2, м. НПС “Кам'яногірка” - перевальна точка L3, м. НПС “Кам'яногірка” - ЛВДС “Броди” L4, м.	643000 181000 205000 257000 281000
Внутрішній діаметр D м.	1,0
Еквівалентна шорсткість труби ке м.	0,0002
Продовження таблиці 4.1
Параметр	Значення
Різниця геодезичних позначок Z м. МНТ “Південний” - НПС “Степова” Z1, м. НПС “Степова” - НПС “Кам'яногірка” Z 2, м. НПС “Кам'яногірка” - перевальна точка Z 3, м. НПС “Кам'яногірка” - ЛВДС “Броди” Z 4, м.	347,2 165 58 124,2 -33,8
Мінімальний тиск на вході основних насосів Рмін бар	4,2
Максимальний тиск виходячи з умови міцності трубопроводу Рмакс бар	60
Мінімальний тиск в перевальній точці Рп бар	1,0
Мінімальний тиск на кінцевому пункті Ркп бар	3,0

За даними таблиці 4.1 проведемо розрахунки режимів роботи нафтопроводу Одеса-Броди окремо для кожного сорту нафти з використанням ЕОМ по спеціально розробленій програмі. В якості контрольного прикладу один раз виконаємо розрахунок вручну за алгоритмом, описаним в розділі 2.3.

4.3 Контрольний приклад розрахунку режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС

Як уже говорилося в попередніх розділах даного дипломного проекту розрахунок пропускної здатності, режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС “Степова” та “Кам'яногірка” є громіздким і трудоємким.

Тому розрахунок пропускної здатності, режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС виконаний на ЕОМ для різних режимів (різні схеми включення основних насосів на МНТ “Південний” та проміжних НПС) і окремо для кожного сорту нафти.

В якості контрольного прикладу проведемо вручну розрахунок пропускної здатності нафтопроводу Одеса-Броди для режиму, коли на МНТ “Південний”, працює підпірний насос і основний (магістральний) насос №3, НПС “Степова” та “Кам'яногірка” основні насоси №3 а також по трубопроводу перекачується каспійська нафта. Для проведення гідравлічних розрахунків через їх громіздкість проведемо дві останні ітерації. Розрахунок проведемо за алгоритмом, описаним в розділі 2.3 з використанням вихідних даних фізико-хімічних властивостей нафти, обчислених в розділі 1.4 та математичних моделей напірної характеристики насосів та моделей ККД, обчислених в розділі 2.2 даного дипломного проекту.

Алгоритм гідравлічного розрахунку включає реалізацію методу послідовних наближень. Для цього спочатку задаємось першим наближеним значенням витрати нафти в трубопроводі і визначаємо швидкість руху нафти при даній витраті. Задаємось Q = 2600 м³/год = 0,7222 м³/с. Швидкість руху нафти при даній витраті визначимо за формулою:

(4.1)

Підставивши у формулу (4.1) значення витрати отримаємо результат

Знаходимо число Рейнольда при даній витраті за формулою (2.30)

Обчислюємо значення коефіцієнта гідравлічного опору за формулою Блазіуса (2.31)

З формули (2.32) визначаємо перше перехідне число Рейнольда, задавшись його першим наближеним значенням Re_п1= 10000 з використанням методу послідовних наближень

Отже граничне число Рейнольда дорівнює Re_п1= 351642.

Обчислимо ефективну еквівалентну шорсткість труби за формулою (2.33)

Методом послідовних наближень з формули (2.34) визначимо значення коефіцієнта гідравлічного опору при даній витраті, прийнявши перше його значення рівним значенню, обчисленому за формулою Блазіуса.

Так як _б = 0,013655589 < _к = 0,01607085, то приймаємо більше значення коефіцієнта гідравлічного опору = _к = 0, 01607085 = 0,01607.

Знаходимо втрати тиску на тертя в трубопроводі за формулою (2.35)

Визначаємо загальні втрати тиску в трубопроводі за формулою (2.36)

Визначаємо тиск, який створює підпірний насос при даній подачі за формулою (2.37)

Визначаємо тиск, що створює основний насос при даній подачі за формулою (2.38)

Так як на НПС “Степова” і “Кам'яногірка” працює основний насос №3 такий самий як і на МНТ “Південний”, то відповідно тиски, що будуть створювати насоси проміжних НПС будуть тикими самими, як і тиск основного насоса №3 на МНТ.

Р₁ = Р₂ = Р₃ = 2004008 Па

Визначимо тиск, який створюють насоси всіх НПС при даній подачі за формулою (2.39)

Перевіримо виконання умови балансу тисків (2.40)

6917619 - 6408953 = 508666 Па > 0,01

Так як тиск, що створює НПС набагато перевищує втрати тиску на тертя в трубопроводі, то збільшуємо витрату нафти за умовою (2.42)

Приймаємо Q = 2700 м³/год = 0,75 м³/с і повторюємо розрахунки за формулами (2.64), (2.30) - (2.40).

Знаходимо число Рейнольда при даній витраті за формулою (2.30)

Обчислюємо значення коефіцієнта гідравлічного опору за формулою Блазіуса (2.31)

Оскільки витрата та швидкість руху нафти в трубопроводі на перше перехідне число Рейнольда не впливають, то по новому визначати його не будемо.

Обчислимо ефективну еквівалентну шорсткість труби за формулою (2.33)

Методом послідовних наближень з формули (2.34) визначимо значення коефіцієнта гідравлічного опору при даній витраті, прийнявши перше його значення, обчислене за формулою Блазіуса.

Так як _б = 0,013527148 < _к = 0,01604844, то приймаємо більше значення коефіцієнта гідравлічного опору = _к = 0, 01604844 = 0,016048.

Знаходимо втрати тиску на тертя в трубопроводі за формулою (2.35)

Визначаємо загальні втрати тиску в трубопроводі за формулою (2.36)

Визначаємо тиск, який створює підпірний насос при даній подачі за формулою (2.37)

Визначаємо тиск, що створює основний насос при даній подачі за формулою (2.38)

Так як на НПС “Степова” і “Кам'яногірка” працює основний насос №3 такий самий як і на МНТ “Південний”, то відповідно тиски, що будуть створювати насоси проміжних НПС будуть тикими самими, як і тиск основного насоса №3 на МНТ.

Р₁ = Р₂ = Р₃ = 1905353 Па

Визначимо тиск, який створюють насоси всіх НПС при даній подачі за формулою (2.39)

Перевіримо виконання умови балансу тисків (2.40)

6614594 - 6614594 = 0

то приймаємо дану витрату нафти в трубопроводі пропускною здатністю нафтопроводу при даних умовах перекачування. Q = 2700 м³/год = 0,75 м³/с.

Проведемо гідравлічний розрахунок кожного перегону з метою перевірки виконання існуючих технологічних обмежень по максимально допустимому тиску нафти в трубопроводі виходячи із умови міцності трубопроводу (Р_макс = 60 бар) і мінімальному тиску на вході проміжних НПС, виходячи з умови нормальної безкавітаційної роботи основних насосів (Р_мін = 4,2 бар).

Так як діаметри трубопроводів на кожному перегоні однакові, то не будемо розраховувати швидкість, число Рейнольда і коефіцієнт гідравлічного опору для кожного перегону, а використаємо їх вище обчислені значення.

Знаходимо втрати тиску на тертя в трубопроводі для кожного перегону за формулою (2.35)

Визначаємо загальні втрати тиску в трубопроводі для кожного перегону за формулою (2.36)

Визначимо тиск на початку першого перегону за формулою (2.45)

Р_н1 = 898535 + 1905353 = 2803888 Па

Тиск нафти на початку всіх інших перегонів

Р_н2 = 420000 + 1905353 = 2325353 Па

Р_н3 = 420000 + 1905353 = 2325353 Па

Знаходимо тиск в кінці кожного перегону за формулою (2.51)

Р_к1 = 2803888 - 2363581 = 440307 Па

Р_к2 = 2325353 - 1661562 = 683791 Па

Обчислена величина тиску в кінці кожного перегону і буде величиною підпору на вході проміжних НПС (умова (2.52)).

Р_в1 = 440307 Па = 4,40 бар

Р_в2 = 683791 Па = 6,83 бар

Перевіримо виконання умови безкавітаційної роботи основних насосів на проміжних НПС (2.53)

440307 > 4200000

683791 > 4200000

Умова виконується, лімітуючі ділянки на нафтопроводі Одеса-Броди при даному режимі його роботи та даних умовах перекачування відсутні.

Визначимо значення ККД для підпірного та основного насосів при даній подачі використавши моделі ККД, отримані в розділі 2.2, вирази (2.24) та (2.26).

Підпірний насос

Основний насос

Знаходимо потужність, що розвивають основний та підпірний насоси при даному режимі перекачування за формулами (2.58) та (2.59)

Основний насос №3

Загальні витрати потужності для реалізації даного режиму перекачування визначимо за формулою (2.60)

N = 936,3 + 2051,8 * 3 = 7091,7 кВт

Визначимо питомі витрати електроенергії для реалізації даного режиму перекачування за формулою (2.61)

4.4 Аналіз результатів багатоваріантних розрахунків пропускної здатності нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС

З використанням ЕОМ і спеціально розробленої програми BAZ5NN на мові програмування BASIC виконаємо розрахунки режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС окремо для транспортування російської нафти URALS та каспійської CPC BLAND при таких схемах включення насосів:

- МНТ “Південний” підпірний + основний №1 (Q_н = 1710 м³/год) + НПС “Степова” основний №1 + НПС “Кам'яногірка” основний №1;

- МНТ “Південний” підпірний + основний №2 (Q_н = 1710 м³/год) + НПС “Степова” основний №2 + НПС “Кам'яногірка” основний №2;

- МНТ “Південний” підпірний + основний №3 (Q_н = 2120 м³/год) + НПС “Степова” основний №3 + НПС “Кам'яногірка” основний №3;

- МНТ “Південний” підпірний + основний №3 (Q_н = 2120 м³/год) + НПС “Степова” основний №3;

- МНТ “Південний” підпірний + основні №1+№2 (Q_н = 1710, 1920 м³/год) + НПС “Степова” основні №1+№2 + НПС “Кам'яногірка” основні №1+№2;

- МНТ “Південний” підпірний + основні №2+№3 (Q_н = 1920, 2120 м³/год) + НПС “Степова” основні №2+№3 + НПС “Кам'яногірка” основні №2+№3;

- МНТ “Південний” підпірний + основні №1+№3 (Q_н = 1710, 2120 м³/год) + НПС “Степова” основні №1+№3 + НПС “Кам'яногірка” основні №1+№3;

- МНТ “Південний” підпірний + основні №1+№3 (Q_н = 1710, 2120 м³/год) + НПС “Кам'яногірка” основні №1+№3;

- МНТ “Південний” підпірний + основні №2+№3 (Q_н = 1710, 2120 м³/год) + НПС “Степова” основні №2+№3;

- МНТ “Південний” підпірний + основні №2+№3 (Q_н = 1920, 2120 м³/год) + НПС “Кам'яногірка” основні №2+№3;

- МНТ “Південний” підпірний + основні №1+№2+№3 (Q_н = 1710, 1920, 2120 м³/год) + НПС “Степова” основні №1+№2+№3 + НПС “Кам'яногірка” основні №1+№2+№3;

- МНТ “Південний” підпірний + основні №1+№2+№3 (Q_н = 1710, 1920, 2120 м³/год) + НПС “Кам'яногірка” основні №1+№2+№3;

Текст програми, за якою проводилися розрахунки наведений в додатку З, результати розрахунків за даною програмою для кожного режиму наведені в додатку К, сіміщена характеристика нафтопровідної системи Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС наведена в додатку Л.

В таблиці 4.2 наведені основні режимні параметри роботи нафтопровідної системи Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС.

Таблиця 4.2- Режими роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС

Режим	Пропу-скна здат-ність (м3/год)	Пропу-скна здат-ність (т/год)	Втрати тиску на тертя в трубо-проводі (бар)	Загаль-ні втра-ти тис-ку (бар)	Зага-льний тиск НПС (бар)	Вели-чина дросе-лювання (бар)	Витра-ти по-тужн-ості кВт	Питомі витрати ел. енергії,
Підпорний + основний №1+№1+№1 Російська нафта Каспійська нафта	2053 2492,5	1802 2001,5	41,62 32,31	42,62 33,31	72,55 60,67	0/0/0 0/0/0	5335,5 6169,97	4,604 4,794
Підпорний + основний №2+№2+№2 Російська нафта Каспійська нафта	2265,5 2794	1988,7 2243,6	49,46 40,41	50,46 41,41	80,37 68,78	0/0/0 0/0/0	6924,1 9383,9	5,415 6,505
Підпорний + основний №3+№3+№3 Російська нафта Каспійська нафта	2346 2700	2059,3 2168,1	52,57 37,78	53,57 38,78	83,48 66,14	0/0/0 0/0/0	7290,5 7090,9	5,506 6,086
Підпорний + основний №3+№3+0 Російська нафта Каспійська нафта	1895,5 2271,5	1663,9 1824	36,20 26,98	37,20 27,98	67,12 55,33	0/0/0 0/0/0	4752,1 4666,1	4,442 3,978
Підпорний + основні №1,2+№1,2+№1,2 Російська нафта Каспійська нафта	3118,5 3564	2737,4 2861,9	86,51 65,72	87,51 66,72	117,4 94,1	0/0/0 0/0/0	28528 32377	16,208 17,862
Підпорний + основні №1,3+№1,3+№1,3 Російська нафта Каспійська нафта	2979,5 3297,5	2615,3 2647,9	79,88 56,19	80,88 57,19	110,8 84,55	0/0/0 0/0/0	1937,2 88549	11,522 52,00
Підпорний + основні №2,3+№2,3+№2,3 Російська нафта Каспійська нафта	3135,5 3484,5	2752,3 2798	87,34 62,79	88,34 63,79	118,2 91,2	0/0/0 0/0/0	18643 58506	10,534 32,519
Підпорний + основні №1,3+0+№1,3 Російська нафта Каспійська нафта	2322 2693,5	2038,3 2162,9	51,63 37,60	52,63 38,60	98,67 79,63	мін 16,1 13,7	8557,7 9324,3	6,529 6,705
Підпорний + основні №2,3+№2,3+0 Російська нафта Каспійська нафта	2536,5 3068,5	2226,5 2464	60,27 48,66	61,27 49,66	100,4 77,03	Макс 9,18 0/0/0	7761,4 9510,9	5,421 60,03
Підпорний + основні №2,3+0+№2,3 Російська нафта Каспійська нафта	2421,5 2823,5	2125,6 2267,3	55,57 41,26	56,57 42,26	103,4 84,18	16,9 14,6	9667,7 10953	7,073 7,513
Підпорний + основні №1,2,3+№1,2,3+№1,2,3 Російська нафта Каспійська нафта	3504 3803	3075,8 3053,8	106,09 74,98	107,1 75,98	137,0 103,4	0/0/0 0/0/0	67269 72829	20,001 22,520
Підпорний + основні №1,2,3+0+№1,2,3 Російська нафта Каспійська нафта	2553,5 3218,5	2241,5 2584,5	60,98 53,53	61,98 54,53	136,8 99,26	13,4/ 7,6 0/0/0	14315 35685	9,932 21,474

На сонові результатів розрахунків пропускної здатності та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС, зведених в таблицю 4.2, можна зробити такі висновки:

- при використанні режимів найнижчих порядків (на всіх НПС працює по одному основному насосі) пропускна здатність нафтопроводу становить: №1 - 2053 м³/год, №2 - 2265,5 м³/год, №3 - 2346 м³/год при перекачці російської нафти. Як бачимо режими роботи основними №2 і №3 не суттєво впливають на збільшення пропускної здатності при перекачці російської нафти;

- при використанні режиму вищого порядку (на кожній НПС працюють послідовно два основні насоси) пропускна здатність нафтопроводу становить №1,2 - 3118,5 м³/год, №1,3 - 2979,5 м³/год, №2,3 - 3135 м³/год. Даний режим роботи нафтопроводу є вигідним з точки зору збільшення поставок нафти, оскільки річний обсяг перекачування буде становити 24,2 млн. тонн російської нафти. Але користуватися даним режимом неможливо технічно, оскільки насоси НПС мають змінні ротори на подачі 1710 м³/год, 1910 м³/год, 2120 м³/год, тому при таких режимах роботи нафтопроводу будуть працювати в зоні низьких ККД і крім того потужності, які розвивають насоси при даних подачах, є значно більшими від максимальної потужності електродвигунів, яка становить 2500 кВт;

- для збільшення обсягів поставок можна користуватися комбінованим способом режимів середніх порядків, тобто включати в роботу не всі проміжні НПС, зокрема працювати насосами МНТ та Кам'яногірки. При роботі основних №1,3 пропускна здатність нафтопроводу буде становити 2322 м³/год. При використанні даного режиму і роботі МНТ та Степової пропускна здатність нафтопроводу трохи збільшиться і буде становити 2537 м³/год, але на виході НПС “Степова” буде дроселювання по максимальному тиску, а при використанні режиму №13 + 0 + №1,3 на виході НПС “Кам'яногірка” потрібно буде дроселювати для забезпечення підпору на вході основних насосів;

- режим найвищого порядку (працюють послідовно три основні насоси на НПС) так само як і режими середнього порядку дозволяє збільшити пропускну здатність нафтопроводу і досягнути її максимуму 3504 м³/год. але даний режим роботи нафтопроводу не можливо реалізувати технічно по тих самих причинах що і для режимів середнього порядку. Можна використовувати комбінований спосіб режиму найвищого порядку без включення в роботу НПС “Степова”. Даний режим по пропускній здатності буде подібний до режиму середнього порядку і буде становити 2554 м³/год;

- при перекачуванні каспійської нафти по нафтопроводу Одеса-Броди режими найнижчого порядку дають пропускну здатність при роботі №1 - 2492,5 м³/год, №2 - 2794 м³/год, №3 - 2700 м³/год. Це є одним реальним режимом, який можна використовувати для перекачки каспійської нафти, оскільки його можна реалізувати технічно. При використанні даних режимів параметри роботи насосів знаходяться на межі зони високих ККД, а потужність становить 2200 - 2400 кВт, що є близькою до максимальної потужності електродвигуна;

- для перекачки каспійської нафти режими середнього та найвищого порядків при роботі даного обладнання (насосів з такими роторами та електродвигунів максимальної потужності 2500 кВт) використовувати не можна.

Отже при перекачці каспійської нафти по нафтопроводу можна використовувати будь-яку комбінацію режимів найнижчого порядку №1+1+1 = 2492,5 м³/год, №2+2+2 = 2794 м³/год, №3+3+3 = 2700 м³/год, що буде становити 53856 тонн за добу та 19,7 млн. тонн каспійської нафти на рік. Для досягнення проектної потужності нафтопроводу Одеса-Броди 40 млн. тонн нафти на рік необхідно використовувати режими середніх та найвищих порядків, для чого необхідно встановити на основні насоси ротори на подачі 4500 м³/год та електродвигуни більшої потужності.

При перекачці російської нафти при використанні режимів найнижчого порядку пропускна здатність нафтопроводу становить при №1+1+1 = 2053 м³/год, №2+2+2 = 2265,5 м³/год, №3+3+3 = 2346 м³/год, що становить 50000 тонн за добу і відповідно 18,0 млн. тонн російської нафти на рік. При використанні комбінованих способів режимів середнього порядку №2,3 + 0 + №2,3 = 2421,5 м³/год, та №2,3 + №2,3 + 0 = 2536,5 м³/год. Як видно при використанні таких комбінацій режимів середніх порядків пропускна здатність трохи збільшується, проте параметри роботи насосів і електродвигунів знаходяться на межі, близькій до критичних. Використання комбінованого режиму найвищого порядку №1,2,3 + 0 + №1,2,3 = 2553,5 м³/год російської нафти, що становить 53808 тонни за добу і відповідно 19,6 млн. тонн нафти на рік. При використанні даного режиму параметри роботи обладнання теж близькі до критичних.

Крім того слід врахувати і те, що розрахунок пропускної здатності, режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС ми проводили для найгірших умов його роботи - мінімальній температурі грунту на глибині укладання трубопроводу t = 1,9⁰С, тобто гідравлічний опір трубопроводу найбільший. В літні місяці, коли температура грунту на глибині укладання трубопроводу буде становити t = 22,8⁰С, пропускна здатність нафтопроводу збільшиться.

Для досягнення проектної пропускної здатності нафтопроводу Одеса-Броди необхідно на насосах всіх НПС встановити ротори на подачі 3600 м³/год або 4500 м³/год, а також електродвигуни більшої потужності. Це в свою чергу дозволить використовувати для перекачки нафти будь-які комбінації режимів середніх та найвищих порядків.

5. Розрахунок режимних параметрів процесу послідовного перекачування різносортних нафт по нафтопроводу Одеса-Броди

На сучасному етапі експлуатації нафтотранспортних систем враховуючи потреби споживачів нафти в сировині все більшої актуальності набуває процес послідовного перекачування кількох різносортних нафт по нафтопроводу.

Для нафтотранспортної системи Одеса-Броди це питання є особливо актуальним, так як можна транспортувати одночасно російську та каспійську нафти.

Сам розрахунок режимних параметрів процесу послідовного перекачування різносортних нафт по нафтопроводу Одеса-Броди при існуючому на даний час стані нафтотранспортної системи є громіздким і трудоємким. Тому він виконаний з використанням ЕОМ та табличного редактора MS EXCEL та програмного забезпечення Wisual Basic.

Нехай по трубопроводу послідовно перекачують два сорти нафти, що мають різну густину і в`язкість. Всі сорти нафти, окрім останнього, перекачуються невеликими партіями, довжина яких у трубопроводі менша від довжини самого трубопроводу. Останній сорт нафти транспортується нафтопроводом партіями, довжина яких значно перевищує протяжність трубопровідної системи.

У процесі закачування у трубопровід партій різносортних нафт змінюється гідравлічний опір системи, що у свою чергу впливає на пропускну здатність нафтопроводу.

Процес послідовного перекачування нафт різних сортів є неусталений, однак, за аналогією з процесом послідовного перекачування світлих нафтопродуктів, будемо його розглядати як послідовність квазістаціонарних станів, що дозволяє використовувати при розрахунках базові рівняння усталеного руху рідини у трубопроводі.

Розробимо гідродинамічну математичну модель магістрального нафтопроводу в процесі послідовного перекачування нафт різних сортів.

Обчислюємо довжину партій всіх транспортованих трубопроводом нафт, окрім останньої, довжина якої перевищує довжину дільниці нафтопроводу

, (5.1)

де - об'єм партії j-ого сорту нафти;

- внутрішній діаметр трубопроводу.

Виконуємо математичне моделювання фізико-хімічних властивостей всіх сортів транспортованих трубопроводом нафт. Для цього знаходимо температурну поправку для густини кожної нафти за формулою

, (5.2)

де - густина нафти j-ого сорту при 20^оС.

Розрахункова густина нафти кожного сорту може бути обчислена за формулою

. (5.3)

Знаходимо коефіцієнти математичної моделі Фогеля-Фульчера-Таммана для кожного сорту нафти

, (5.4)

, (5.5)

, (5.6)

, (5.7)

де - три значення температури, при яких відома в'язкість нафти j -ого сорту;

- відповідні значення в'язкості нафти j-ого сорту за даними дослідів.

Для знаходження розрахункової в'язкості кожного сорту нафти використовуємо наступну модель

, (5.8)

де - розрахункова температура нафти у нафтопроводі.

Вибираємо математичні моделі для опису гідравлічного режиму послідовного перекачування різносортних рідин. Визначаємо секундну витрату нафти у нафтопроводі

, (5.9)

де - перше наближення годинної витрати нафти.

Розрахунки густини та кінематичної в`язкості двох сортів нафти при температурі перекачування за моделю Фогеля-Фульчера-Таммана виконані в розділі 1.4 даного дипломного проекту.

Визначення граничного числа Рейнольдса за формулою:

(5.10)

де Ке= 0,0002 еквівалентна шорсткість труб

Визначення, методом послідовних наближень, першого перехідного числа Рейнольдсаза формулою:

(5.11)

Подальший розрахунок полягає в визначенні параметрів робочої точки насоса при різних положеннях розділюючого пристрою X₁ між основним сортом нафти та першою по ходу нафтопроводу нафтою іншого сорту.

Критерієм закінчення прорахунку є роходження розділюючим пристроєм шляху за формулою:

(5.12)

де Lt - довжина трубопроводу

q_nj - маса j-ї нафти, що необхідно перекачати

_j - густина j-ї нафти

Число Рейнольдса визначається за формулою:

(5.13)

Якщо виконується нерівність Re_j < Re_гр то коефіцієнт гідравлічного опору знаходиться за формулою Блазіуса

(5.14)

Інакше методом послідовних наближень із модифікованої формули Колбрука

(5.15)

де Кее - ефективна еквівалентна шорсткість труби

якщо Re > Re_I то Кее= Ке інакше

(5.16)

Далі знаходяться віддалі від початку трубопроводу до початку нафти j-го сорту Xr_j, реальна довжина довжина нафти в трубі lr.

Якщо виконується умова X_j lp_j то X_(j+1)=0 (5.17)

інакше X_(j+1)=X_j+lp_j(5.18)

де lp_j- довжина партії нафти j- го сорту

Якщо Xr_j > lt то Xr_j=lt(5.19)

інакше Xr_j=X_j(5.20)

lr_j=xr_j-xr_(j+1)(5.21)

(5.22)

Місцезнаходження сорту нафти в трубопроводі визначається за формулою

(5.23)

де Z_i - геодезична позначка на Lz_i км

Знаходимо втрати тиску:

на тертя та в місцевих опорах за формулою:

(5.24)

на подолання різниці геодезичних позначок точок траси нафтопроводу

(5.25)

загальні втрати тиску визначаємо за формулою

(5.26)

Моделюємо нафтоперекачувальну станцю.

(5.27)

де Анс та Внс - коефіцієнти математичної моделі

- густина нафти, котру в данний момент перекачує насос

(5.28)

де Ам, Вм, Ап, Вп - коефіцієнти математичної моделі магістрального та підпорного насосів

Якщо виконується умова (P - dP) > 0,01 то q=q+dq(5.29)

інакше проводимо прорахунок при наступному значенні X_1.

Для кожного значення робочої точки насоса розраховується:

ККД

(5.30)

де с₁, с₂, с₃ - коефіцієнти математичної моделі ККД

електрична потужність для приводу станції

(5.31)

де _е - ККД електродвигуна приводу

Для реалізації даної методики розрахунку розроблена спеціальна програма в табличному редакторі MS EXCEL, текст програми наведений в додатку М, а результати розрахунку за цією програмою при роботі на МНТ “Південний” основного насоса №1, №2 та №3 та послідовній перекачці двох сортів нафт наведені в додатку Н.

Вихідні дані для проведення розрахунків за даною програмою наведені в таблиці 5.1

Таблиця 5.1- Вихідні дані для розрахунків режимних параметрів процесу послідовного перекачування двох сортів нафт по нафтопроводу Одеса-Броди

В таблиці 5.2 наведений масив геодезичних відміток по трасі нафтопроводу.

Таблиця 5.2- Масив геодезичних позначок траси нафтопроводу Одеса-Броди

№ км	Z, м	№ км	Z, м	№ км	Z, м
	42.6	130	67.1	414	256.6
4	44.5	136	120.1	423	286.2
8	48.8	143	166.5	433	320.1
12	52.2	153	180.9	443	340.2
16	56.1	163	209.2	453	376.2
20	66.5	173	210.9	456	340.2
24	72.1	181	207.6	462	305.8
28	75.2	191	196.4	477	307.9
32	78.5	200	189.3	485	312.2
36	72.1	208	172.4	495	316.8
40	65.1	218	190.5	504	321.7
№ км	Z, м	№ км	Z, м	№ км	Z, м	№ км	Z, м
46	45.4	222	207.8	508	326.2	637	368.2
50	88.3	232	230.2	516	330.2	641	341.2
52	90.23	243	266.9	518	323.5	643	389.8
56	92.1	252	243.8	526	314.8
60	98.6	262	230.8	536	326.2
62	103.5	277	202.8	543	340.6
66	103	287	241.2	553	342.1
70	105.8	297	265	563	334.7
74	108.5	302	271.8	574	335.2
78	104.2	329	236.7	584	338.9
82	99.2	335	240.1	591	340.6
89	102.6	345	253.2	598	350.2
94	108.9	353	270.8	603	369.8
98	136.6	363	269	608	365.2
104	148	374	263.9	618	365.7
108	135.2	381	266.8	620	364.2
112	124.2	391	271.3	624	364.1
116	100.6	400	288.5	628	363.2
124	45.4	408	275.6	633	355.6

Після введення вихідних даних у форму MS EXCEL, наведену в таблиці 5.1, необхідно натиснути комбінацію клавіш CTR+Q і програма проведе розрахунок режимних параметрів процесу послідовного перекачування різносортних нафт по нафтопроводу Одеса-Броди.

Дана програма є універсальною і може бути використана для розрахунків режимних параметрів при послідовному перекачуванні різносортних нафт для будь-якого нафтопроводу. Для цього потрібно буде тільки поміняти вихідні дані у формі вихідних даних (таблиця 5.1) та ввести масив геодезичних позначок траси нафтопроводу (таблиця 5.2) і запустити програму на виконання.

6. Розрахунок режимних параметрів наливу нафти в танкери самоплином з резервуарного парку МНТ “Південний”

В даному розділі дипломного проекту проведемо гідравлічний розрахунок режимних параметрів наливу нафти в танкери самоплином з резервуарного парку з метою визначення маёксимальної пропускної здатності трубопроводу.

Оскільки різниця геодезичних відміток верхньої технологічної площадки МНТ, де розміщений резервуарний парк і площадки причальних та портових споруд, де здійснюється налив нафти на танкери, від'ємна, то нафта з резервуарного парку під дією гідростатичного тиску рухається по трубопроводу самоплином до стендерів, які під'єднуються до маніфольдів танкера для наливу нафти в танки.

Розрахункова схема наливу нафти в танкери наведена на рисунку 6.1

Рисунок 6.1- Спрощена розрахункова схема для гідравлічного розрахунку наливу нафти в танкери

Як видно з даної розрахункової схеми нафта з резервуарів №1,2,3,4,5,6,8,10 (в них зберігають російську нафту) через заслінки, засувки потрапляє у вихідний колектор резервуарів діаметром 1220 мм., який з'єднується через засувки з блокувальними трубопроводами діаметром 1220 мм. та 700 мм. На нижній площадці блокувальні трубопроводи через засувки з'єднуються з колектором нижньої площадки, до якого через відводи з засувками під'єднані стендери діаметром 400 мм. кожен. При наливі нафти в танкер максимально можуть бути підключені три стендери, так як прийомних маніфольдів на танкері 3 штуки. Геодезична відмітка резервуарного парку 45 м., геодезична відмітка причалу 6 м., різниця геодезичних відміток -39 м. Максимальний рівень в резервуарі 16,5 м, мінімальний - 1,6 м., максимальна продуктивність опорожнення резервуару 6000 м³/год. Максимальна пропускна здатність одного стендера 4500 м³/год, величина технологічно необхідного тиску на причалі для забезпечення нормального процесу наливу не повинна перевищувати 2,0 бари і повинна бути в межах 1,0-2,0 бар.

Так як трубопроводи, якими здійснюється налив нафти на танкери, мають різні діаметри, втрати тиску на тертя в трубопроводах та втрати тиску в місцевих опорах будемо рахувати окремо по ділянках для кожного діаметру трубопроводу і їх сума буде становити загальні втрати тиску у наливній лінії.

Налив нафти на танкери можна здійснювати трьома способами:

використання при наливі тільки блокувального трубопроводу діаметром 700 мм.;

використання при наливі тільки блокувального трубопроводу діаметром 1220 мм.;

використання при наливі одночасно двох ниток блокувальних трубопроводів діаметром 1220 та 700 мм., які працюють паралельно.

Тому обчислимо загальні втрати тиску в наливній лінії при трьох способах наливу. Загальні втрати тиску в наливній лінії не повинні перевищувати величину гідростатичного тиску стовпа нафти резервуару та статичного тиску на нижній площадці зарахунок різниці геодезичних позначок верхньої та нижньої технологічних площадок.

Розрахунки втрат тиску в наливній лінії проведемо для найгірших умов - мінімальній температурі нафти, що становить 1,9⁰С. Згідно розрахунків, виконаних в розділі 1.4 даного дипломного проекту кінематична в`язкість нафти при даній температурі становить 44,38 сСт, а густина - 877,8 кг/м³.

Розрахунки втрати тиску у наливній ліній для трьох варіантів наливу є трудоємкі, оскільки велика кількість ділянок з різними діаметрами труб, велика кількість місцевих опорів та паралельних ниток трубопроводів, для яких потрібно рахувати еквівалентні діаметри. Тому ці розрахунки виконані на ЕОМ з використанням табличного редактора MS EXCEL та наведені в додатку О.

Опишемо алгоритм розрахунку. Задаємось значенням витрати виходячи з максимальної пропускної здатності одного стендера Q = 14000 м³/год. визначаємо швидкість нафти для кожної ділянки трубопроводів з різним діаметром за формулою

(6.1)

де D- внутрішній діаметр трубопроводу.

Для точнішого визначення перехідних чисел Рейнольда використаємо відносну шорсткість труб, яка визначається за формулою

(6.2)

де К- абсолютна еквівалентна шорсткість внутрішньої поверхні труби, для нових труб приймемо К=0,15 мм.

Визначимо перше перехідне число Рейнольдса за формулою

(6.3)

Друге перехідне число Рейнольдса визначається за формулою

(6.4)

Визначимо числа Рейнольдса для кожної ділянки за формулою

(6.5)

де - кінематична в`язкість нафти.

В залежності від режиму руху рідини в трубопроводі визначення коефіцієнта гідравлічного опору проводиться за формулами:

для зони гідравлічно гладких труб (Re<Re₁)

(6.6)

для зони змішаного тертя (Re₁<Re<Re₂)

(6.7)

для квадратичної зони (Re₂<Re)

(6.8)

Обчислення за даними формулами швидкостей, чисел Рейнольдса та коефіцієнта гідравлічного опору проводимо окремо дл...