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

104 ной фаз со сниженной производительностью (менее производительности нефтепровода), [ч]; m – расчетная максимальная производительность 1-го шторма в районе терминала, [ч]; t – время между окончанием шторма и нача- лом непосредственного налива в танкер (включает время подхода к причалу, швартовки, шланговки, оформления документов), [ч];

– плотность нефти,
[кг

м
-3
].
В случаях, когда требуется отстой нефти в резервуарах и взятие проб, в формуле (5.1.2) принимается

= 0.
Пример № 5.1.1. Определение суммарного полезного объема резервуар- ного парка головной НПС.
Для проектируемого в Пример № 2.1.1 нового магистрального нефте- провода секундная пропускная способность Q
с определяется по (2.1.11) и равна
Q
с
=
3600 8400 10 6






G
k
=
3600 95 849 8400 10 50 05 1
9




= 2.0426, [м
3

с
-1
].
Тогда часовая пропускная способность Q
ч равна
Q
ч
= Q
с

3600 = 2.0426

3600 = 7353.40, [м
3

ч
-1
].
Суточная пропускная способность Q
сут равна
Q
сут
= Q
ч

24 = 7353.40

24 = 176481.6, [м
3

сут
-1
].
Следовательно, суммарный полезный объем резервуарного парка голов- ной НПС должен быть от
V
РП
= 176481.6

2 = 352963.2, [м
3
], до
V
РП
= 176481.6

3 = 529444.8, [м
3
].
Для комплектации резервуарных парков выбираем резервуары РВСп-
50000 (вертикальные стальные на 50 [тыс.м
3
] с понтоном). Коэффициент ис- пользования полезной емкости резервуара

равен 0.79 (Таблица № 5.1.5).
Тогда количество резервуаров, соответствующее трехсуточной пропускной способности равно 13.4 [шт]. На головной НПС устанавливаем число резер- вуаров, равное 13.
5.2.Способы увеличения пропускной способности МН.
Увеличение пропускной способности – изменение уравнения баланса напоров. Повышение рабочего давления. Строительство лупингов. Увеличе- ние числа насосных станций. Применение противотурбулентных присадок.
Изменение величины расхода нефтепровода – изменение диапазонов из- менения основных показателей магистрального нефтепровода.
В §4.5 приведены методы изменения величины левой части уравнения баланса напоров – величины передаваемой нефти энергии – путем регулиро- вания работы насосов без изменения величины основного определяющего

105 показателя – проектной пропускной способности нефтепровода. Но при экс- плуатации МН может возникнуть необходимость изменения именно про- пускной способности нефтепровода.
Как показано ранее, действующие нормы проектирования предусматри- вают разные варианты записи уравнения баланса напоров, например, (3.1.1),
(4.1.3), (4.1.4), (4.3.1)

(4.3.3). Но в любом случае в соответствии с
(2.3.10)

(2.3.12) и (3.3.9) изменение пропускной способности нефтепровода
(например, увеличение пропускной способности – расширение МН (§1.2)) является следствием изменения уравнения баланса напоров:
- левой части уравнения баланса напоров отдельно;
- правой части уравнения баланса напоров отдельно;
- комбинации изменения левой и правой частей уравнения баланса напо- ров.
В соответствии с [20] при разработке мероприятий по увеличению про- пускной способности действующих МН рассматриваются следующие спосо- бы увеличения пропускной способности МН:
- повышение рабочего давления на выходе НПС без замены участков
(секций) труб линейной части МН (в случае если линейная часть МН облада- ет достаточной величиной несущей способности) – изменение левой части уравнения баланса напоров (увеличение передаваемой энергии);
- повышение рабочего давления на выходе НПС путем замены участков
(секций) труб линейной части МН с недостаточной величиной несущей спо- собности – изменение левой части уравнения баланса напоров (увеличение передаваемой энергии);
- строительство лупингов – изменение правой части уравнения балан- са напоров (изменение сопротивления линейной части – снижение величины потери энергии);
- увеличение числа насосных станций – изменение левой части уравне- ния баланса напоров (увеличение передаваемой энергии);
- применение противотурбулентных присадок – изменение правой ча- сти уравнения баланса напоров (изменение режима течения и, следовательно, гидравлического уклона – снижение величины потери энергии);
- комбинацию перечисленных способов.
Диаметр лупинга следует принимать равным диаметру МН, а также с учетом перспективного развития (при замыкании лупинга в отдельный нефтепровод). В случае, когда протяженность лупинга имеет ограничения по условиям возможности его размещения по трассе МН, необходимо рассмат- ривать комбинированные способы увеличения пропускной способности МН.
В начале и конце лупинга необходимо предусматривать узлы прие- ма/пуска средств очистки и диагностики (СОД).
Эпюра рабочих давлений (рис.№ 4.2.1) при наличии лупинга должна строиться как с учетом работы лупинга, так и при его отключении для про- верки несущей способности линейной части МН.
Расположение проектируемых лупингов преимущественно необходимо предусматривать в конце участка, а при наличии перевальной точки (§3.3) –

106 до перевальной точки. При отсутствии значимого роста величины давления по длине нефтепровода (рис.№ 3.2.1) расположение лупинга в конце участка приводит к меньшей нагрузке на трубу – меньшей величине напряжения тру- бы (4.2.15) и (4.2.16).
Предлагаемые в [20] методы изменения величины основного определя- ющего количественного показателя S (расхода нефтепровода) (§1.1 и §2.1) – изменение диапазона его изменения (2.1.5). И в соответствии с (1.1.2)

(1.1.4) изменение диапазона (2.1.5) достигается путем изменения диапазонов изме-
нения нормируемых показателей – основных показателей магистрального
нефтепровода [19] – (1.1.4). То есть, при изменении величины проектной пропускной способности нефтепровода необходимо выполнить всю последо- вательность действий, сформированную в Частях 2÷4.
5.3.Общая последовательность действий Технологического проектирования.
Исходные данные, включаемые в задание на проектирование. Основные показатели магистрального нефтепровода при проектировании.
Основанием для выполнения проектно-изыскательских работ является задание на проектирование (ЗП), которое разрабатывается заказчиком и пе- редается проектной организации [20].
Как указано в §1.3, стандартное ЗП представляет собой набор показате- лей, прежде всего, определяющих заданный объем перекачки G, расстояние перекачки L и свойства транспортируемой нефти. В соответствии с
(2.1.1)

(2.1.2) исходные данные, включаемые в Задание на проектирование
[19,20], содержат:
- наименование и место расположения начального и конечного пунктов магистрального трубопровода;
- объемы перекачки нефти, млн. т/год, при полном развитии – массовый расход М (2.1.2);
- характеристика нефти по кинематической вязкости

при трех значени- ях температуры 0 [°С], 20 [°С], 50 [°С] и по плотности

нефти для двух зна- чений температур 20 [°С] и 50 [°С].
Процесс проектирования сформирован в виде технологической цепочки последовательных бизнес-процессов (рис.№ 1.3.1). Первым бизнес- процессом является “Инженерные изыскания”. Результатом Инженерных изысканий (§1.3) являются, в частности, основные показатели магистраль-
ного нефтепровода при его проектировании [19,20] (рис.№ 2.1.1):
- длина нефтепровода (с учетом рельефа) L и z(x) – трасса нефтепровода и профиль сжатый;
- температура окружающей нефтепровод среды Т.
Вторым бизнес-процессом является “Проектирование”. Согласно §2.2 в рамках данного курса изучаем этап (рис.№ 1.1.1) общей технологической це-

107 почки проектирования “Технологическое проектирование” (рис.№ 2.2.1) – определяем варианты комбинаций значений основных показателей МН и до- пустимые диапазоны их изменения. Формирование набора и численных зна- чений основных показателей МН – одна из задач Технологического проекти- рования.
Прежде всего, определяется проектная пропускная способность нефте- провода (2.1.6), (2.1.8), (2.1.11), Пример № 2.1.1. Проектная пропускная спо- собность нефтепровода определяется с учетом:
- расчетной плотность нефти (2.1.10), Таблица № 2.1.3;
- расчетной температуры нефти (§2.1);
- коэффициента неравномерности перекачки (§2.1).
В §2.3 показана необходимость определения потери напора на трение.
Поэтому следующий шаг – определение расчетного значения кинематиче- ской вязкости транспортируемой нефти (2.3.9), Пример № 2.3.2.
Определение значения кинематической вязкости нефти завершает этап подготовки к определению величины потери напора – правой части уравне- ния баланса напоров. Из вышесказанного формируем основные показатели
МН при его проектировании [19,20], необходимые для завершенного этапа и перехода к определению величины потери напора:
- проектная пропускная способность нефтепровода по участкам трассы;
- длина нефтепровода (с учетом рельефа) – L и z(x);
- расчетные значения плотности, вязкости и температуры перекачивае- мой нефти по участкам трассы –

,

и Т;
- коэффициент неравномерности перекачки.
Этап технологического проектирования – расчет потери напора (рис.№ 3.3.3) – начинается с выбора трех конкурирующих вариантов наружного диаметра D
н
(Предварительный расчет) по величине пропускной способности в соответствии с Таблицей № 3.2.1 (Пример № 3.2.1).
Для каждого из конкурирующих вариантов наружного диаметра D
н находим величину потери напора (§3.3, Пример № 3.3.1) по следующей по- следовательности действий:
- определение значения гидравлического уклона i;
- определение наличия перевальных точек по условию (3.3.3);
- определение расчетной длины нефтепровода по (3.3.4);
- расчет потери напора (3.3.14).
Следующий этап Предварительного расчета – определение левой части уравнения баланса напоров – начинается с выбора проектного рабочего дав- ления на выходе НПС (Таблица № 4.1.1). По (4.1.5) определяем максималь- ный напор в линии нагнетания НПС и по формуле (4.1.4) находим количе- ство НПС (Пример № 4.1.1) для каждого из вариантов наружного диаметра
(рис.№ 4.1.8).
Для каждого из вариантов найденных основных показателей МН – наружного диаметра трубы D
н и количества НПС n – выполняем расчет вы- бранного (§2.2) коммерческого показателя S
i
. По минимальному значению

108 коммерческого показателя (рис.№ 4.1.8) определяем значения основных по- казателей МН (4.1.6).
Нахождение значения основных показателей МН (4.1.6) завершает этап
Предварительного расчета и позволяет перейти к нахождению толщины стенки трубы. Определение номинальной толщины стенки трубы

н
(Пример
№ 4.2.1) позволяет определить (Пример № 4.2.2) и построить несущую спо- собность трубы (рис.№ 4.2.1). Из вышесказанного следует необходимость включения в состав основных показателей МН при его проектировании
[19,20] значений наружного диаметра D
н и номинальной толщины стенки трубы

н по участкам трассы нефтепровода.
Определение номинальной толщины стенки трубы

н требует проведе- ния следующего этапа Технологического проектирования – Уточненного расчета с учетом найденной толщины стенки трубы

н
(§4.3). В рамках Уточ- ненного расчета определяются (рис.№ 4.3.4):
- величина потери напора и число НПС;
- требуемый напор на выходе МНС (4.3.1)÷(4.3.3) Н
ст
;
- дифференциальный напор насоса (4.3.5) Н
нас
Найденное значение требуемого напора (H
ст
), заданная производитель- ность трубопровода (Q
раб
) определяют выбор насосов (§4.4) и последующую расстановку НПС по длине нефтепровода (рис.№ 4.4.2).
Этапом, завершающим Уточненный расчет, является регулирование ра- боты нефтепроводной системы, в частности, регулированием работы насо- сов (§4.5).
Из вышесказанного следует необходимость включения в состав основ-
ных показателей МН при его проектировании [19,20] (рис.№ 4.4.2) следу- ющих показателей:
- количество и места расположения НПС с емкостью и промежуточных нефтеперекачивающих станций, допустимое рабочее давление на выходе
НПС, проходящее давление на НПС по этапам развития;
- технические характеристики насосного оборудования;
- построение эпюры рабочих давлений в графическом виде на сжатом профиле;
- эпюры несущей способности трубопровода.
Заканчивается этап Технологического проектирования определением ха- рактеристик технологического участка (§5.1) – суммарного полезного объема резервуарного парка НПС и длины технологического участка (Пример № 5.1.1). Следовательно, в состав основных показателей МН при его проек-
тировании [19,20] включаются границы и протяженность технологических участков, количество и вместимость резервуарных парков.
Таким образом, решена обозначенная в §2.2 главная задача Технологи- ческого проектирования – определена комбинация значений основных пока- зателей МН и допустимые диапазоны их изменения.

109
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ.
На основе Унифицированной постановки технической задачи сформули- рован принцип формирования общей технологии проектирования сложных технологических процессов и систем как принципиальное решение задач, сформулированных в Унифицированной постановке.
На выбранной методической основе – Унифицированной постановке технической задачи – доказана возможность формирования и сформирована технология проектирования МН – главная Цель учебной дисциплины “Мето- ды и нормы проектирования” магистерских Программ.
Приведена формализация общей технологической цепочки проектирова- ния в виде иерархической системы этапов проектирования, уровней принятия решения и управления и выбран этап проектирования – Технологическое проектирование – для изучения в рамках учебного пособия.
Математически обоснована и сформирована последовательность вычис- лений в рамках Технологического проектирования.
Сформирован набор и определены диапазоны изменения следующих нормируемых показателей (основных показателей МН):
- проектная пропускная способность нефтепровода;
- наружный диаметр и толщины стенки трубы;
- рабочее давления на выходе НПС и число НПС;
- суммарный требуемый дифференциальный напор магистральных насо- сов и дифференциальный напор одного магистрального насоса;
- требуемые характеристики насосных агрегатов;
- суммарный полезный объем резервуарных парков.
Представлен принцип решения отдельной самостоятельной задачи – определение отличия той или иной технологии проектирования.
В учебном пособии решена главная задача Технологического проектиро- вания – определение комбинации значений основных показателей МН и до- пустимых диапазонов их изменения.
Формирование общей технологии проектирования технологических процессов и технических систем и ее приложение к конкретному примеру технологического процесса трубопроводного транспорта нефти – общетех- ническая и учебно-методическая ценность данного учебного пособия.

110
Литература.
1.Антонова А.Е., Поляков В.А. О расчете стоимости магистральных нефтепроводов //НТС “Магистральные и промысловые трубопроводы: про- ектирование, строительство, эксплуатация, ремонт”, № 4, 2005. - М.: РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина, 2005 г. - с.13-17.
2.Бурдун Г.Д. Справочник по Международной системе единиц. -М.: Из- дательство стандартов, 1977. – 232 с.
3.ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.
4.ГОСТ 18322-78. Система технического обслуживания и ремонта тех- ники. Термины и определения.
5.ГОСТ 20911-89. Техническая диагностика. Термины и определения.
6.ГОСТ Р 54382-2011. Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования. –М.: Стандар- тинформ, 2012. – 270 с.
7.ГОСТ Р 55435-2013. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Эксплуатация и техническое обслуживание. Ос- новные понятия. –М.: ООО “НИИ ТНН”, 2013. – 38 с.
8.ГОСТ Р 57512-2017. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов.
Термины и определения.
–М.:
ФГУП
“СТАНДАРТИНФОРМ”, 2017. – 20 с.
9.Ленин В.И. Философские тетради. – Полн. собр. соч., т.29, с.318.
10.ОР-03.100.50-КТН-110-12. Порядок формирования плана ПИР, выда- чи заданий на проектирование, разработки и экспертизы проектной докумен- тации для строительства, технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта объектов организаций системы “Транснефть”. –М.:
ОАО “АК “Транснефть”, 2012. – 273 с.
11.ОР-03.100.50-КТН-156-17. Магистральный трубопроводный транс- порт нефти и нефтепродуктов. Порядок выдачи заданий на проектирование, разработки и экспертизы проектной и рабочей документации для строитель- ства, технического перевооружения, реконструкции, капитального ремонта и ликвидации объектов организаций системы “Транснефть”. –М.: АО “Гипро- трубопровод”, 2017. – 341 с.
12.Поляков В.А. Основы технической диагностики: курс лекций: Учеб.
пособие. – М.: ИНФРА–М, 2012. – 118 с.
13.Поляков В.А. Подводные переходы трубопроводов. Расчет, оценка и управление напряженно-деформированным состоянием трубы: Учебное по- собие [Электронный ресурс]. –М., РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губ- кина, 2018. – 93 с. – http://elib.gubkin.ru/content/22973.
14.Поляков В.А. Функциональный анализ при проектировании техниче- ских систем //Тезисы докладов VI Всесоюзной научно-технической конфе- ренции "Роль молодых конструкторов и исследователей химического маши- ностроения в реализации целевых программ, направленных на ускорение научно-технического прогресса в отрасли". - М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ,
1988, с.240-241.