Анализ вoзмoжнocти coхpанeния пpoeктнoй пpoизвoдитeльнocти нeфтeпpoдуктoпpoвoда

    Аннотация
     Магистерская диссертация содержит 7 глав, заключение,  приложения и список используемой литературы.
     В первой главе описывается объект реконструкции, характеристика района и история сооружения трубопровода с исходными данными, а также необходимая информация по линейной части нефтепродуктопровода. 
     Вторая глава включает в себя механический и гидравлический расчеты технологического участка для каждого нефтепродукта, а также проверка на прочность подземного трубопровода и режимов работы НПС при заданной пропускной способности.
     В третьей главе проведен анализ проектирования отключения промежуточной станции при установившемся режиме на ней после выключения станции, также проведены гидравлические расчеты для каждого нефтепродукта и расчеты режимов работы НПС.
     В четвертой главе проведен анализ возможности работоспособности нефтепродуктопровода при установленном расходе до отключения станции, также проведен гидравлический расчет и расчет режимов работы НПС.
     В пятой главе рассмотрен вариант увеличения пропускной способности до установленного показателя, с помощью строительства лупинга на данном участке. Проведен расчет режимов НПС при перекачки каждого нефтепродукта.
     В шестой главе  представлен  расчет последовательной перекачки нефтепродуктов по реконструируемому участку.
     Седьмая глава описывает охрану окружающей среды и основные мероприятия по предупреждению и ликвидации последствий аварийных  ситуаций.






    Ввeдeниe
    Тpубoпpoвoдныe cиcтeмы Poccии - являются уникальными по своим показателям сооружения и их сложности, длине и мощности. C их пoмoщью ocущecтвляeтcя пocтавка нeфтeпpoдуктoв, как внутри страны так и  потребителям за пределами нашей страны.
    Тpубoпpoвoдный тpанcпopт считается одним из экoнoмичных и экoлoгичecки чиcтых видoв тpанcпopта. Включает в себя рад значимых преимуществ, а именно, непрерывно работающая система, герметичность системы, что дает безопасность для окружения, также небольшие расстояния между пунктами.
    В структуре ПАO «Тpанcнeфть» насчитывается cвышe 68 [тыc. км] магиcтpальных тpубoпpoвoдoв, находится бoлee 500 наcocных cтанций, транспортируется более 85 [%]  нефти и нефтепродуктов добываемой в PФ.
    Из – за  понижения показателей добычи нефти и oбъeмoв ee тpанcпopтиpoвки, выхода из работоспособности трубопроводов, резервуаров и множества оборудования, по срокам эксплуатации. ПАO «Тpанcнeфть» удалocь нe тoлькo oбecпeчить надeжность pабoты нeфтeпpoвoдoв, также увeличить пpoпуcкную cпocoбнocть всей системы, нo и пpoвecти пpoeктиpoваниe новых объектов и закoнчить cтpoитeльcтвo важных магиcтpальных нефтепроводов.
    В интepecах будущeгo в нашeй cтpаны идeт усиленная pабoта, чтoбы cдeлать нациoнальный нeфтeгазoвый кoмплeкc уcтoйчивым, и самое главное пpидать eгo pазвитию динамичный хаpактep.
    Poccия pаcпoлагаeт саамой уникальнoй cиcтeмoй cбopа, хpанeния и тpанcпopта cыpoй нeфти и нeфтeпpoдуктoв, включающeй 68,5 [тыc. км.] нeфтeпpoдуктoпpoвoдo. Примерно 80 [%] добываемой нeфти идут по трубопроводам, находящиеся в транзитной системе и через мopcкиe терминалы ближайших стран. Данная система не гарантирует 100-е [%] качество доставляемого нефтепродукта, поэтому на ceгoдняшний мoмeнт, пpи пepeкачки углевоородов из oднoгo пункта в дpугoй, вoзникают измeнeния паpамeтpoв пepeкачиваeмoгo. Иcхoдя из этoгo, peжимы нeoбхoдимo eжeминутнo/eжeчаcнo/eжeднeвнo/eжecутoчнo кoppeктиpoвать и измeнять дo нужнoгo пoказатeля. Такжe pяд pабoт пoявляeтcя пo oчиcткe диагнocтики тpубoпpoвoда, чтo cказываeтcя на дoпoлнитeльнoм coпpoтивлeнии в тpубoпpoвoдe, кoтopoe необходимо учитывать пpи пocтавкe.
    Цeль магиcтepcкoй диccepтации - пpoизвecти анализ вoзмoжнocти coхpанeния пpoeктнoй пpoизвoдитeльнocти нeфтeпpoдуктoпpoвoда, пpoхoдящeгo пo тeppитopии Омской и Новосибирской областям, в близжайшем расположении городов Oмcк, Татаpcк, Баpабинcк, Чулым, Coкуp , для умeньшeния экcплуатациoнных затpат, cнижeнию ceбecтoимocти тpанcпopтиpoвки нeфти, пpи eгo peкoнcтpукции, включающeй вoзмoжнocть oтключeния НПC «Чулым».
    Выпoлнeны cлeдующиe задачи:
     pаccчитан peжим pабoты тeхнoлoгичecкoгo учаcтка нeфтeпpoдуктопровода пpи фактичecкoй пpoпуcкнoй cпocoбнocти;
     проведен анализ проектирования отключения промежуточной станции;
     проведен анализ возможности работоспособности нефтепродуктопровода в установленном расходе;
     пpoвeдeн расчет увeличeния пpoпуcкнoй cпocoбнocти до проектной; 
     произведен рассчет постройки лупинга;
     произведен рассчет последовательной перекачки нефтепроуктов;
     рассмотрен раздел об охране окружающей среды
    Магиcтepcкая диccepтация включаeт в ceбя 97 cтpаниц ocнoвнoгo тeкcта,  таблиц 37, pиcункoв 9, прложений 9 и наимeнoваний литepатуpных иcтoчникoв 15.
    
    
    
ГЛАВА 1. Описание объекта реконструкции
     1.1 Характеристика района расположения и краткая история создания объекта
     Нефтепродуктопровод «Омск – Сокур» располагается на территории двух областей Омской и Новосибирской. Область расположена на Западно-Сибирской равнине. Общая суммарная площадь составляет 320 [тыс. км2] .
     По МНПП Омск – Сокур транспортируются продукты нефтепереработки Омского НПЗ на  ЛПДС «Сокур» - одну из самых больших станций предприятия. ЛПДС «Сокур» выполняет очень значимую роль в системе МНПП АО «Транснефть – Западная Сибирь». Благодаря этой станции, топливом снабжаемся все близлежащие районы Новосибирска.
     В 1952 году началось строительство магистрального нефтепродуктопровода «Омск-Сокур» длиной 691 [км], диаметром 530 [мм]. Задача поставленная от этого нефтепродуктопровода, это поставка углеводородов с НПЗ Башкирской Республики и только сооружаемого в то время Омского НПЗ для обеспечения нужд промышленности и сельского хозяйства Западной и Восточной Сибири и Дальнего Востока. Строительство этого трубопровода завершилось в 1965 г. В промежутке строительства постепенно вводились в эксплуатацию НПС в Татарске, в Барабинске и Чулыме. Объем перекачиваемого продукта по нефтепродуктопроводу «Омск-Сокур» достиг 6,5 [млн.т ??год?^(-1)] .
     
     1.2 Исходные данные  МНПП «Омск – Сокур»
     1.2.1 Климатическая характеристика
Среднемесячная температура воздуха  приведена в Таблице 1.1
Таблица 1.1
Населенный пункт
Среднемесячная температура  [°С]

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Омск
-16,3
-15,0   
-7,3
3,7
12,5
18,0
19,6
16,9
10,4
3,5
-7,3
-13,8
Новосибирск
-16,5
-14,8
-7,6
2,3
11,8
17,1
19,4
16,6
10,2
3,1
-6,9
-14,0
  Температура грунта на глубине 1,06 [м] приведена в таблице 1.2
Таблица 1.2
Месяц
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
[°С]
2,1
1,2
0,6
0,5
1,3
5,0
9,1
11,3
10,9
8,8
5,8
3,6

1.2.2 Исходные данные
  Исходные данные предоставлены АО «Транснефть – Западная Сибирь».
  Исходные данные  приведены в Таблице 1.3
Таблица 1.3

№ п/п 
Наименование 
Обозначение 
Единица измерения 
Значение 
1
Заданная производительность трубопровода 
G
[млн.т ? год-1]
6,5
2
Кинематическая вязкость 
бензина 
?б
[сСт]
0,59


дизтоплива 
?дт

5,31
3
Плотность 
бензина 
?б
[кг ? м-3]

744,8


дизтоплива 
?дт

854,7
4
Коэффициент неравномерности 
k
-
1,07
5
Протяженность трассы нефтепродуктопровода
L
[км]
691
6
Расчетное давление на выходе НПС 
Pвых
[МПа]
5,8
7
Количество перекачиваемых нефтепродуктов 
n
-
2
1.2.3 Данные по высотным отметкам НПС и линейной части нефтепродуктопровода
  Данные по расстояния между НПС и километраж приведены в Таблице 1.4
  Данные по высотным отметкам приведены в Таблице 1.5
Таблица 1.4
Название участка
Начало участка, [км]
Окончание участка, [км]
Длина участка, [км]
ЛПДС «Омск» -          НПС «Татарск»
0,00
179
179
НПС «Татарск» -           НПС «Барабинск»
179
344
165
НПС «Барабинск» -        НПС «Чулым»
344
518
174
НПС «Чулым» -          ЛПДС «Сокур»
518
691
173
Таблица 1.5

Название участка
Положение вдоль нефтепродуктопровода, [км]
Высотная отметка, [м]
ЛПДС «Омск»
0
103
ЛПДС «Татарск»
179
107
ПС «Барабинск»
344
115
ПС «Чулым»
518
137
ЛПДС «Сокур»
691
177
Продольный профиль трассы участка нефтепродуктопровода приведен в Приложении 1.
1.2.4	Данные по линейной части
  Данные по трубам для нефтепродуктопровода «Омск – Сокур» в Таблице 1.6
На всем участке используется один и тот же сортамент труб.
Таблица 1.6
Название участка
ЛПДС «Омск» - ЛПДС «Сокур»
Внешний диаметр,        [? DН],[мм]
Толщина стенки [?Н], [мм]
Радиус упругого изгиба
Материал трубы
Температура стенки НПП при эксплуатации, [°С]
530
8
750
К 56
+5?+40

1.2.5	Данные по насосному оборудованию
  На рассматриваемом технологическом участке нефтепродуктопровода расположены промежуточные НПС, работающие по схеме «из насоса - в насос». В отличие от ГНПС они оснащены лишь основными магистральными насосами, поскольку необходимый для их нормальной работы подпор создается предыдущей перекачивающей станцией. На данном участке использованы насосы 14НДсН, НМ 1250-260. 
  Технические характеристики и количество насосов на каждой станции приведены ниже в Таблице 1.7:
Таблице 1.7
Марка насоса
Кол – во,
шт.
Подача,
[м3/час]
Напор,
[м]
Диаметр рабочего колеса,
[мм]
ДКЗ,
[м]
КПД,
[%]
Частота вращения, [об. мин-1]
ЛНПС «ОМСК» (подпорная)
14НДсН
2
1100
30
360
5
88
960
ЛНПС «ОМСК» 
НМ 1250-260
4
1250
260
460
20
82
3000
НПС «Татарск»
НМ 1250-260
4
1250
260
460
20
82
3000
НПС «Барабинск»
НМ 1250-260
4
1250
260
460
20
82
3000
НПС «Чулым»
НМ 1250-260
4
1250
260
460
20
82
3000

ГЛАВА 2. Расчет работы участка нефтепровода при фактической пропускной способности
     В соответствии [6, п. 6.8.3], коэффициент неравномерности перекачки для однониточных нефтепродуктопроводов принимается равным?  k?_н=1,07.
     G_г=G?k_н=6,5?1,07=6,955  [млн. т??год?^(-1) ],               (1.1)
     где G - годовой объем перекачки, [млн. т]
                Диаметр трубопровода в соответствии с исходными данными
     D_н=530[мм];
     Вычислим внутренние диаметры основной нитки по формуле:                                
     d_вн=D_н-2??,          (1.2)                 
d_вн=0,53-2?0,008=0,514 [м].
Определим глубину залегания трубопровода по формуле (1.3)
     H_зал=H_заг+0.5?D_н,                                          (1.3)
     где 	H_заг - заглубление трубопровода при подземном способе прокладки [6, п. 7.4.1], [м];
     Тогда
     H_зал=H_заг+0.5?D_н=0.8+0.5?0.530=1.065[м]
     
     Рисунок 2 – Зависимость температуры грунта от месяца
  Подготовка исходных данных к расчетам
     Определим расчетное значение плотности и вязкости перекачиваемого нефтепродукта в соответствии с нормами проектирования магистральных нефтепроводов [6, п.6.7.1.] на глубине  H_зал=1.065[м]. 
     Расчетные значения плотности нефтепродуктов для каждого месяца найдем по формуле (1.3):
     ?_продукт=?_(20?)+(20-T)?? ,  (1.4)
     где ? – температурная поправка на 1?, ?_ДТ=0,725, ? ??_бензин=0,857  согласно [10].
     Исходя из расчетов, плотностей дизельного топлива и бензина, будут равны, значения представлены в Таблице 2.1. Расчет производился с учетом среднемесячной температуры из Таблицы 1.1.
     Расчетное значение вязкости от температуры найдем по формуле (1.5):
     v_?=v_?1?e^(-U(?-?_1 ) ) , [сСт]  (1.5)
     где v_?1- коэффициент кинематической вязкости при v_?;
     U – коэффициент, значения которого определяется по известным значениям вязкости при двух температурах, (при 20 и 60 ? ) 
     U=ln?(v_60-v_20 )/((60-20) ) , [1??^(-1)]   (1.6)
     Произведя данный расчет с бензином и дизельным топливом с учетом среднемесячной температурой из Таблицы 1.1, данные заносятся в Таблицу 2.1.
     Таблица 2.1
Месяц

?_бензин, [кг?м-?]
?_ДТ, [кг?м-?]
v_бензин, [сСт]
v_ДТ, [сСт]
Январь
763,5
868,3
0,46
3,11
Февраль
762,7
867,7
0,47
3,19
Март
756,4
862,4
0,514
5,88
Апрель
746,2
853,7
0,59
5,37
Май
738,3
847,0
0,66
6,88
Июнь
732,7
842,3
0,72
8,20
Июль
730,7
840,6
0,74
8,72
Август
733,6
843,0
0,71
7,98
Сентябрь
738,8
847,5
0,66
6,77
Октябрь
745,7
853,3
0,59
5,45
Ноябрь
754,9
861,1
0,52
4,07
Декабрь
761,2
866,4
0,48
3,34
    Расчетные значения плотности нефти и ее кинематической вязкости найдем по формулам (1.7) и (1.8), взятым из [6].
?=((?_(i=1)^12??_i^0.25 )/12)^4,  (1.7)
?=(?_(i=1)^12??_i )/12.                     (1.8)
     Значения среднемесячных значений вязкости и плотности взяты из таблицы 2.1:
?_ДТ=((?3,11?^0,25+?3,19?^0,25 ?+5,88?^0,25+?5,37?^0,25+?6,88?^0,25 ?+8,20?^0,25)/12?+
? +? (?8,72?^0,25+?7,98?^0,25 ?+6,77?^0,25+?5,45?^0,25+?4,07?^0,25 ?+3,34?^0,25)/12)?=
=5,308 [сСт]=5,308??10?^(-6)  [м^2?с^(-1) ],

?_ДТ=((868,3+867,7+862,4+853,7+847,0+842,3+)/12?
? (+840,6+843,0+847,5+853,3+861,1+866,4)/12)=854,7 [кг?м^(-3) ].

?_бензин=((?0,46?^0,25+?0,47?^0,25 ?+0,51?^0,25+?0,59?^0,25+?0,66?^0,25 ?+0,72?^0,25)/12?+
? +? (?0,74?^0,25+?0,71?^0,25 ?+0,66?^0,25+?0,59?^0,25+?0,52?^0,25 ?+0,48?^0,25)/12)?=
=0,589 [сСт]=0,589??10?^(-6)  [м^2?с^(-1) ],

?_бензин=((763,5+762,7+756,4+746,2+738,3+732,7+)/12?
? (+730,7+733,6+738,8+745,7+754,9+761,2)/12)=744,675 [кг?м^(-3) ].
2.2 Объемный расход при заданном расположении НС
     Производительность нефтепровода в пределах эксплуатационных участков с числом НС вычисляется по формуле (1.9). 
Q=?((n_общ?a_маг-a_под-z_кон+z_нач-h_к)/((??L?8)/(g??^2?d_вн^5??3600?^2 )+n_общ?b_маг+b_под/n_под )),  [м^3?ч^(-1) ].   (1,9) 
     где   n_общ- общее количество работающих НА на НПС [шт],
     a_маг,a_под,b_маг,b_под,  – эмпирические коэффициенты,
     z_кон, z_нач-высотные отметки начала и конца нефтепродуктопровода [м],
     ?- коэффициент гидравлического сопротивления ,
     L - длина трубопровода [м],
     h_к- напор в конце участка [м],  h_к=30 [м], по унифицированным формам,
     d_вн-  - внутренний диаметр трубопровода [мм],
     g- скорость свободного падения, [м?с^(-2) ].
     Эмпирические коэффициенты для НМ1250-260 и 14НДсН представлены в Таблице 2.2
     Таблица 2.2
Типоразмер насоса
H_0, [м]
b??10?^6,[ч^2?м^(-5)]
НМ 1250-260
316,8
41,9
14 НДсН
48,7
5,26
     Найдем расход для бензина:
     Так как не известны ни коэффициент гидравлического сопротивления, ни установившийся расход, то находим эти параметры методом итераций. В первом приближении примем коэффициент гидравлического сопротивления равным ?_1=0,02.
     Q_час^бензин=?((12?316,8-48,7-177+103-30)/((0,02?691000?8)/(9,81??3,14?^2??0,514?^5??3600?^2 )+12?0,0000419+0,00000526))=1114,58[м^3?ч^(-1) ]
     Для того что бы рассчитать потери напора на трения, необходимо выяснить, какой режим течения у перекачиваемой нефти. Для этого найдем число Рейнольдса: 
Re=(4?Q_с)/(??d??),  (1.10)                     
     где Q_с- секундный расход нефтепровода, [м?с^(-1) ],
     d – внутренний диаметр нефтепровода, [м],
     ?- кинематическая вязкость нефти, [м^2?с^(-1) ].
?Re?_бензин=(4?0,309)/(3,14?0,514?0,589??10?^(-6) )=1301569
    При турбулентном режиме (Re>2320) различают три зоны трения.
 гидравлически гладких труб (течение Блазиуса), ? зависит только от Re;
 смешанного трения, ? зависит от Re и от относительной шероховатости трубы –  ?
?=d/?, (1.11)
Где ? - эквивалентная шероховатость труб нефтепроводов, для труб после нескольких лет эксплуатации ?=0.0002[м];
 квадратичного трения, ? зависит только от ?.
     Границами этих зон являются переходные числа Рейнольдса:
     ?Re?_I=10/?=10/(?/d),  ?Re?_II=500/?=500/(?/d),
     ?Re?_I=10/(?/d)=10/(0.0002/0.514)=34267,  ?Re?_II=500/(?/d)=500/(0.0002/0.514)=1713333;
     Так как ?Re?_I