Файл: Программа для чтения pdfфайлов. Загл с этикетки диска.pdf

70
Рис.№ 4.1.3.Внешний вид промежуточной НПС.
Рис.№ 4.1.4.Технологическая схема действующей промежуточной НПС.

Рис.№ 4.1.5.Типовая технологическая схема промежуточной НПС.

Технологический трубопровод (магистрального трубопровода) [8] – трубопровод для нефти/нефтепродукта, входящий в состав площадочного объекта магистрального трубопровода.
Узел приема средств очистки и диагностики [8] – производственная площадка с комплексом взаимосвязанного оборудования, предназначенного для проведения технологических операций по приему и извлечению внут- ритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирую- щих устройств из магистрального трубопровода. Узел пуска средств очист-
ки и диагностики [8] – производственная площадка с комплексом взаимо- связанного оборудования, предназначенного для проведения технологиче- ских операций запасовке и пуску внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств в потоке перекачиваемого продукта в маги- стральный трубопровод. Очистное устройство (трубопровода) [8] с - внут- ритрубное устройство, предназначенное для проведения очистки внутренней полости и стенок трубопровода от парафина и асфальтосмолопарафиновых отложений, посторонних предметов, механических примесей.
Схема перекачки нефти через резервуар [22] – схема перекачки нефти, при которой приём нефти производится в одну группу резервуаров, откачка нефти ведётся из другой группы резервуаров. Схема перекачки нефти с
подключённым резервуаром [22] – схема перекачки нефти, при которой при-
ём и откачка нефти производится через один и тот же резервуар или группу резервуаров. Схема перекачки нефти из насоса в насос [22] – схема пере- качки нефти, при которой необходимое давление для безкавитационной ра- боты на входе насосов промежуточных НПС обеспечивается за счет остаточ- ного давления, развиваемого предыдущей НПС.
В отдельных случаях применяется еще одна схема перекачки – постан-
ционная. Нефть с предыдущей станции номер (k – 1) поступает в (принима- ющий) резервуар на станции номер k. Из (расходного) резервуара станции номер k нефть уходит на станцию номер (k + 1). Принцип работы схем пере- качки показан в [30].
Но в любом случае обязательным элементом типовой технологической схемы головной и промежуточной НПС является цех (насосная станция) с установленными на нем магистральными насосными агрегатами – оборудо- ванием, непосредственно выполняющими передачу энергии нефти (рис.№ 4.1.2, рис.№ 4.1.4 и рис.№ 4.1.5).
Магистральная насосная станция (МНС) [8] – сооружение, входящее в состав НПС и предназначенное для повышения давления трубопровода с помощью магистральных насосных агрегатов. Магистральный насос [8] – насос, предназначенный для перекачки нефти/нефтепродуктов между площа- дочными объектами по линейной части магистрального трубопровода.
Насосная перекачивающая станция [8] – объект магистрального трубопро- вода, предназначенный для создания и поддержания давления в трубопрово- де в пределах (1.1.4) установленных в проектной документации значений па- раметров технологического режима транспортировки нефти/нефтепродуктов.

73
На рис.№ 4.1.6 приведен внешний вид магистральной насосной станции
(МНС).
Рис.№ 4.1.6.Магистральная насосная станция.
Здесь необходимо отметить, что паспортными характеристиками насоса являются развиваемый напор (величина роста напора – объем переданной нефти энергии) и подача (§4.4). Увеличение же напора нефти в насосе проис- ходит путем увеличения пьезометрического напора (§3.2) за счет увеличения величины давления. Это и является причиной некоторого разночтения между приведенными выше определениями насосных станций (станции предназна- чены для повышения давления) с одной стороны и паспортной характеристи- кой и, как будет показано далее, уравнением баланса напоров (насосы и НПС предназначены для повышения напора) с другой стороны.
В [24] приводится методика определения требуемого количества насос-
ных станций по заданному объему перекачки и давлениям на входе/выходе
НПС.
Возможное количество НПС определяется по формуле [24] n =
h
H
h
h
z
L
i







, (4.1.1) где

z – разность высотных отметок начала и конца нефтепровода, [м],
(рис.№ 1.3.2); h рп
– требуемый избыточный напор в конечном пункте техно- логического участка, [м]; h – минимальный требуемый напор перед проме-

74 жуточной НПС (в точке подключения входного трубопровода НПС к маги- стральному трубопроводу), [м]; Н – напор на выходе НПС, [м].
На рис.№ 4.1.7 приведен магистральный насос серии МН.
Рис.№ 4.1.7.Магистральный насос серии МН.
В рамках предварительного расчета (§3.2) значениями h рп и h в (4.1.1) можно пренебречь. Тогда количество НПС определяется по упрощенной формуле n =
H
z
L
i




02 1
. (4.1.2)
Числитель в (4.1.2) определяется по формуле (3.3.14). Следовательно, для определения количества НПС по формуле (4.1.2) необходимо знание знаменателя – напора на выходе НПС (или с учетом (3.2.1) – давления на вы- ходе НПС).
Из формулы (4.1.1) следует, что [24] формулирует уравнение баланса
напоров и, следовательно, левую его часть – объем передаваемой нефти энергии – в виде n

H – n

h = i

L +

z + h рп
– h (4.1.3) или в упрощенном варианте из (4.1.2) n

H = 1.02

i

L +

z. (4.1.4)
Давление рабочее на выходе НПС [19] – избыточное давление в нефте- проводе в точке после регулятора давления (при его наличии) на выходе ма- гистральной насосной станции для проектного режима перекачки, обеспечи-

75 вающего расчетную пропускную способность нефтепровода для рассматри- ваемого этапа развития. Примечание – давление рабочее на выходе НПС не может превышать допустимого рабочего давления на выходе магистральной насосной станции (с учетом разности высотных отметок). Рабочее давление
на выходе НПС [8] – максимальное из всех предусмотренных в проектной документации стационарных режимов перекачки избыточное давление на линейной части магистрального трубопровода в точке подключения проме- жуточной НПС.
Давление рабочее на выходе МНС [8,19] – избыточное давление в нефтепроводе в точке до регулятора давления (при его наличии) на выходе магистральной насосной станции для проектного режима перекачки, обеспе- чивающего расчетную пропускную способность нефтепровода для рассмат- риваемого этапа развития. Примечание – давление рабочее на выходе МНС не может превышать допустимого рабочего давления на выходе МНС.
Давление рабочее допустимое на выходе МНС [19] – давление в нефтепроводе в точке до регулятора давления (при его наличии) на выходе магистральной насосной станции, принимаемое минимальным из двух значе- ний:
- 80 [%] от испытательного давления секции на прочность (для участков категорий I – III), 66.7 [%] от испытательного давления секции на прочность
(для участков категории «В»);
- несущая способность секции трубопровода (§4.2).
Давление рабочее допустимое на выходе НПС [19] – давление в нефтепро- воде в точке после регулятора давления (при его наличии) на выходе маги- стральной насосной станции. Допустимое рабочее давление на выходе НПС
[8] – максимальное избыточное давление в трубопроводе в точке, располо- женной после регулятора давления, установленного на выходе МНС, при его наличии, определяемое в соответствии с действующими нормами с учетом фактической несущей способности секций ЛЧ МТ и результатами испытаний на прочность.
Для предварительных расчетов при выборе параметров магистральных нефтепроводов и проектного рабочего давления на выходе НПС следует ру- ководствоваться данными, приведенными в Таблице № 4.1.1 [23].
Таблица № 4.1.1.
Параметры магистральных нефтепроводов.
Производительность
Диаметр
Рабочее нефтепровода,
(наружный), давление
[млн.т

год
-1
]
[мм]
[МПа]
[кгс

см
-2
]
0.7 ÷ 1.2 219 8.8÷9.8 90÷100 1.1 ÷ 1.8 273 7.4÷8.3 75÷85 1.6 ÷ 2.4 325 6.6÷7.4 67÷75 2.2 ÷ 3.4 377 5.4÷6.4 55÷65 3.2 ÷ 4.4 426 5.4÷6.4 55÷65 4 ÷ 9 530 5.3÷6.1 54÷62

76 7 ÷ 13 630 5.1÷5.5 52÷56 11 ÷ 19 720 5.6÷6.1 58÷62 15 ÷ 27 820 5.5÷5.9 56÷60 23 ÷ 55 1020 5.3÷5.9 54÷60 41 ÷ 90 1220 5.1÷5.5 52÷56
В [19] указана классификация НПС с проектным рабочим давлением до 7.5
[МПа] и 10.0 [МПа].
Согласно Таблице № 3.2.1 пропускная способность нефтепровода опре- деляет выбор диаметра нефтепровода. От диаметра нефтепровода зависит потеря напора на трение (3.1.2) и, следовательно, количество НПС (4.1.2).
Пример № 4.1.1. Расчет числа нефтеперекачивающих станций.
Из Таблицы № 4.1.1 по величине производительности нефтепровода 50
[млн.т.∙год
-1
] и наружному диаметру 1020 [мм] находим рабочее давление на выходе НПС, равное 5.9 [МПа].
Максимальный напор в линии нагнетания НПС определяется по фор- муле
H
НПС
=
g
p
РАБ


. (4.1.5)
Для проектируемого нефтепровода
H
НПС
=
g
p
РАБ


=
81 9
95 849 10 9
5 6


= 707.70 [м], где р раб
– проектное рабочее давление.
Количество НПС находим по формуле (4.1.2) с учетом суммарных по- терь напора, найденных в Примере № 3.3.1, n =
НПС
H
z
L
i




02 1
=
6 707 4
3344
= 4.73.
Найденное количество НПС обычно не является целым и, следовательно, округляется до целого значения. В общем случае округление может быть как в большую, так и в меньшую сторону.
При округлении числа НПС в большую сторону количество передавае- мой нефти энергии превысит количество теряемой энергии в ЛЧ. В этом слу- чае потребуется применение различных вариантов снижения передаваемой нефти энергии. При округлении числа НПС в меньшую сторону количество теряемой нефтью энергии превысит количество энергии, полученной нефтью от НПС. В этом случае потребуется применение различных вариантов сни- жения потери энергии в ЛЧ. Возможна также комбинация – одновременное изменение работы НПС и ЛЧ.
Из вышесказанного следует необходимость конкретизации этапа “Тех- нологическое проектирование” – предварительный расчет (§3.2) – в пред- ставленной на рис.№ 3.3.2 последовательности действий (рис.№ 4.1.8):

77
- по пропускной способности (производительности) и диаметру нефте- провода определяем проектное рабочее давление (Таблица № 4.1.1);
Задание на проектирование – {Q,L,

,

}
Технологическое проектирование (предварительный расчет) – определение трех вариантов внешнего диаметра трубы D
н
D
н1
D
н2
D
н3
n
1
Определение числа НПС n
(4.1.2) n
2
n
3
Расчет коммерческого показателя вариантов
S
1
S
2
S
3
Определение

78
- по формуле (4.1.2) определяем три значения n k
(k = 1,2,3) количества
НПС для каждого из трех диаметров (конкурирующие варианты диаметров);
- расчет коммерческих показателей (§2.2), например, стоимости МН;
- по лучшему значению коммерческого показателя определяется выбор
варианта основных показателей МН – диаметра трубопровода и количе- ства НПС. Согласно [1] наружный диаметр нефтепровода и количество НПС входят в состав пяти количественных показателей, определяющих стоимость
МН.
Задание на проектирование – {Q,L,

,

}
Технологическое проектирование
{D
н
,р раб
,n}
Инженерные изыскания – {z(x),T}
Предварительный расчет – выбор одного варианта основных показателей МН
…
Определение толщины стенки
Рис.№ 4.1.9.Схема общей последовательности действий в рамках технологического проектирования – результат предварительного расчета.
Таким образом, выбор одного из трех вариантов основных показателей
МН – наружного диаметра трубопровода и количества НПС – завершает этап предварительного расчета нефтепровода (рис.№ 4.1.4). Результатом
предварительного расчета является определение значений основных пока- зателей МН – значений (1.1.4) нормируемых показателей (1.1.3) для функции проектной пропускная способность нефтепровода (2.1.5) –
{D
н
,р раб
,n}. (4.1.6)
Выбор варианта основных показателей МН – рабочего давления на вы- ходе НПС – позволяет сделать следующий шаг технологического проектиро- вания – определение толщины стенки трубы.
4.2.Определение толщины стенки трубы.

79
Деформативность. Эпюра рабочих давлений (напоров). Толщина стенки трубы. Расчетная толщина стенки трубы. Рабочее давление. Секция трубо- провода. Расчетное сопротивление растяжению (сжатию). Нормативное со- противление растяжению (сжатию) металла. Продольные осевые сжимающие напряжения. Нормативный температурный перепад. Температура фиксации расчетной схемы нефтепровода. Захлест. Проверка на прочность в продоль- ном направлении. Последовательность выполнения расчетов. Несущая спо- собность трубопровода (НСТ). Максимальное значение давления. Макси- мальное значение (пьезометрического)напора давления. Максимально допу- стимое значение напора. Эпюра допустимых рабочих давлений.
Кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления. Cуммар- ные продольные напряжения. Общая устойчивость нефтепровода в продоль- ном направлении. Эквивалентное продольное осевое усилие.
Выбор варианта рабочего давления на выходе НПС и, следовательно, ве- личины давления по длине нефтепровода (по линии гидравлического уклона
(§3.2)) обозначает процесс, сопровождающий технологический процесс пе- рекачки нефти по трубопроводу, – взаимодействие нефти с материалом стен- ки трубы. Давление является мерой этого взаимодействия и приводит к воз- никновению в материале трубы напряжения.
Поэтому в соответствии с требованиями [19] при проектировании МН должны быть выполнены расчёты на прочность, деформативность и устойчи- вость конструкций МН. Деформативность [19] – способность металла тру- бопровода изменять свои размеры и форму при воздействии усилий без из- менения массы и разрыва сплошности. Деформации, исчезающие после пре- кращения действия силы, называются упругими, а сохраняющиеся после сня- тия нагрузки – пластическими.
Расчет на прочность, деформативность и устойчивость конструкций МН выполняется в соответствии с [19,27]. Расчеты являющиеся обязательным элементом подготовки проектной документации. Результаты расчётов долж- ны входить в состав проектной документации отдельным разделом. Их оформляют в соответствии с требованиями к текстовым документам и хранят в архиве проектной организации. Расчеты представляют заказчику или орга- нам государственной экспертизы по их требованию.
На основании эпюры рабочих давлений (построенной при известном давлении на выходе НПС и линии гидравлического уклона – §3.2 и §4.1) определяется номинальная толщина стенки

н
(§2.1) каждой секции труб на всем протяжении технологического участка. Эпюра рабочих давлений
(напоров)[19] – линия гидравлического уклона, построенная на сжатом про- филе магистрального нефтепровода, отражающая стационарный режим пере- качки в виде изменения напора в каждой точке трассы нефтепровода.
Отношение наружного диаметра D
н к номинальной толщине стенки не должно превышать 100. Номинальная толщина стенки для труб диаметром
1020 [мм] и более должна приниматься не менее 12 [мм].