Главная       Продать работу       Блог       Контакты       Оплата       О нас       Как мы работаем       Регистрация       Вход в кабинет
Тех. дипломные работы
   автомобили
   спец. техника
   станки
   тех. маш.
   строительство
   электроснабжение
   пищевая промышленность
   водоснабжение
   газоснабжение
   автоматизация
   теплоснабжение
   холодильники
   машиностроение
   др. тех. специальности

Тех. курсовые работы
   автомобили
   спец. техника
   станки
   тех. маш.
   строительство
   детали машин
   электроснабжение
   газоснабжение
   водоснабжение
   пищевая промышленность
   автоматизация
   теплоснабжение
   ТММ
   ВСТИ
   гидравлика и пневматика
   машиностроение
   др. тех. специальности

Тех. дополнения
   Отчеты
   Расчетно-графические работы
   Лекции
   Задачи
   Лабораторные работы
   Литература
   Контрольные работы
   Чертежи и 3D моделирование
   Тех. soft
   Рефераты
   Общий раздел
   Технологический раздел
   Конструкторский раздел
   Эксплуатационный раздел
   БЖД раздел
   Экономический раздел
   Экологический раздел
   Автоматизация раздел
   Расчетные работы

Гум. дипломные работы
   педагогика и психология
   астрономия и космонавтика
   банковское, биржевое дело
   БЖД и экология
   биология и естествознание
   бухгалтерский счет и аудит
   военное дело
   география
   геология
   государство и право
   журналистика и СМИ
   иностранные языки
   история
   коммуникации
   краеведение
   кулинария
   культура и искусство
   литература
   экономика и торговля
   математика
   медицина
   международное отношение
   менеджмент
   политология
   музыка
   религия
   социология
   спорт и туризм
   таможенная система
   физика
   химия
   философия
   финансы
   этика и эстетика
   правознавство

Гум. курсовые работы
   педагогика и психология
   астрономия и космонавтика
   банковское, биржевое дело
   БЖД и экология
   биология и естествознание
   бухгалтерский счет и аудит
   военное дело
   география
   геология
   государство и право
   журналистика и СМИ
   иностранные языки
   история
   коммуникации
   краеведение
   кулинария
   культура и искусство
   литература
   экономика и торговля
   математика
   медицина
   международное отношение
   менеджмент
   политология
   музыка
   религия
   социология
   спорт и туризм
   таможенная система
   физика
   химия
   философия
   финансы
   этика и эстетика
   правознавство

Гум. дополнения
   Отчеты
   Расчетные работы
   Лекции
   Задачи
   Лабораторные работы
   Литература
   Контрольные работы
   Сочинения
   Гум. soft
   Рефераты

Рефераты
   Авиация и космонавтика
   Административное право
   Арбитражный процесс
   Архитектура
   Астрология
   Астрономия
   Банковское дело
   Безопасность жизнедеятельнос
   Биографии
   Биология
   Биология и химия
   Биржевое дело
   Ботаника и сельское хоз-во
   Бухгалтерский учет и аудит
   Валютные отношения
   Ветеринария
   Военная кафедра
   ГДЗ
   География
   Геодезия
   Геология
   Геополитика
   Государство и право
   Гражданское право и процесс
   Делопроизводство
   Деньги и кредит
   ЕГЭ
   Естествознание
   Журналистика
   ЗНО
   Зоология
   Издательское дело и полиграф
   Инвестиции
   Иностранный язык
   Информатика
   Информатика, программировани
   Исторические личности
   История
   История техники
   Кибернетика
   Коммуникации и связь
   Компьютерные науки
   Косметология
   Краеведение и этнография
   Краткое содержание произведе
   Криминалистика
   Криминология
   Криптология
   Кулинария
   Культура и искусство
   Культурология
   Литература : зарубежная
   Литература и русский язык
   Логика
   Логистика
   Маркетинг
   Математика
   Медицина, здоровье
   Медицинские науки
   Международное публичное прав
   Международное частное право
   Международные отношения
   Менеджмент
   Металлургия
   Москвоведение
   Музыка
   Муниципальное право
   Налоги, налогообложение
   Наука и техника
   Начертательная геометрия
   Оккультизм и уфология
   Остальные рефераты
   Педагогика
   Политология
   Право
   Право, юриспруденция
   Предпринимательство
   Прикладные науки
   Промышленность, производство
   Психология
   психология, педагогика
   Радиоэлектроника
   Реклама
   Религия и мифология
   Риторика
   Сексология
   Социология
   Статистика
   Страхование
   Строительные науки
   Строительство
   Схемотехника
   Таможенная система
   Теория государства и права
   Теория организации
   Теплотехника
   Технология
   Товароведение
   Транспорт
   Трудовое право
   Туризм
   Уголовное право и процесс
   Управление
   Управленческие науки
   Физика
   Физкультура и спорт
   Философия
   Финансовые науки
   Финансы
   Фотография
   Химия
   Хозяйственное право
   Цифровые устройства
   Экологическое право
   Экология
   Экономика
   Экономико-математическое мод
   Экономическая география
   Экономическая теория
   Этика
   Юриспруденция
   Языковедение
   Языкознание, филология

Главная > Тех. дипломные работы > автоматизация
Название:
Разработка автоматизированной системы обнаружения утечек нефти в нефтепроводе

Тип: Дипломные работы
Категория: Тех. дипломные работы
Подкатегория: автоматизация

Цена:
0 руб



Подробное описание:

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

Казахский национальный технический университет
имени Каныша Сатпаева

Кафедра Автоматизации технологических процессов и производств

УТВЕРЖДАЮ
Заведующий кафедрой
Канд.техн. наук, доцент
________________ Ш.К.Кошимбаев
«_____» ________________ 2004 г.

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к дипломному проекту

Тема: Разработка автоматизированной системы обнаружения утечек нефти в нефтепроводе


Консультатны:
По технологии канд.техн. наук, ст. препод.: Руководитель канд. техн. наук, ст. препод.
_________________К.К. Еренчинов ___________________К.К. Еренчинов

«_____» ________________2004 г. «_____» __________________ 2004 г.


по экономике канд. экон. наук Студент ___________________Б.М.Утеуов
_______________К.С.Мухтарова

«____» _______________ 2004 г. « ____» __________________ 2004 г.


по охране труда докт. техн. наук, профессор: Специальность: 3603
____________________ П.В.Долгов Группа: АТП-99.2

«____» ______________ 2004 г.

по стандартизации ст. преподаватель:
____________________ М.И.Кондратьев

«_____» _________________ 2004 г.

Рецензент: ___________________
_____________________________
«____» ________________ 2004 г.

Алматы 2004 г.

Казахский национальный технический университет имени
Каныша Сатпаева

Институт ________________________________________________________

Специальность ___________________________________________________

Кафедра ________________________________________________________

ЗАДАНИЕ
на выполнение дипломного проекта (работы)

Студенту ________________________________________________________
(фамилия, имя , отчество)
Тема проекта (работы) ____________________________________________
_______________________________________________________________
утверждена приказом по вузу № ________ от « ____» _________________
Срок сдачи законченного проекта (работы) «____» ____________________
________________________________________________________________
Исходные данные к проекту (работе)
1. ______________________________________________________________
2. ______________________________________________________________
Перечень подлежащих разработке в дипломном проекте вопросов или краткое содержание дипломной работы:
а) ________________________________________________________________
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
б)_______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
в) ________________________________________________________________
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________


Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей) ___________________________________________________________________________
______________________________________________________________________________________________________________________________________________________


Рекомендуемая основная литература ___________________________________________


Консультации по проекту (работе) с указанием относящихся к ним разделов

Раздел Консультант Сроки Подпись







График подготовки дипломного проекта (работы)


п/п Наименование разделов, перечень разрабатываемых вопросов Сроки представления руководителю Примечание




Дата выдачи задания ________________________

Заведующий кафедрой _______________________ _____________________
(подпись) (Ф.И.О.)

Руководитель проекта
(работы) _______________________ _____________________
(подпись) (Ф.И.О.)

Задание принял к исполнению
Студент _______________________ _____________________
(подпись) (Ф.И.О.)


АҢДАТПА

Дипломдық жоба ТҮ АБЖ-ң өңделуін және мұнай құбырының сызықты бақылау бөлігін қарастырады.
Ол технологиялық, арнайы, экономикалық және еңбекті қорғау бөлімдерінен тұрады.
Технологиялық бөлімінде мұнай құбырының сызығы негізгі технологиялық ерекшеліктері, мұнай айдау үрдістері, мұнай құбырының өткізгіштік тигізетін факторлары қарастырылады.
Арнайы бөлімінде мұнай айдаушы сызығы басқару үрдісі ретінде сипатталып, математикалық моделді қарастырады.
Экономикалық бөлімінде ТҮ АБЖ ендірудің тиімділік коэффициенті есептеледі.
Еңбекті және қоршаған ортаны қорғау бөлімінде жерге қосу және жасанды жарық беру есептеліп, техникалық, ұйымдастырушылық, санитарлы-тазалық және өртке қарсы іс-шаралар келтірілген.

 

 

 

 

 

 

 


АННОТАЦИЯ

Дипломный проект рассматривает вопросы разработки АСУ ТП и обнаружения утечек нефти в нефтепроводе. Состоит из технологической части, специальной части, экономической части и охраны труда.
В технологической части рассматриваются основные технологические особенности управления и контроля линейной части нефтепровода, процесс перекачки нефти, факторы влияющие на пропускную способность нефтепровода.
В специальной части описывается линейная часть нефтепровода как процесс управления, приводится математическая модель, математическая постановка задачи оптимального управления, технические средства.
В экономической части рассчитывается коэффициент эффективности внедрения АСУ ТП.
В части по охране труда и окружающей среде рассчитывается защитное заземление и искусственное освещение, приведены технические, организационные, санитарно-гигиенические и противопожарные мероприятия.

 

 

 

 

 


SUMMARY

The degree project esteems problems of mining automation of a management system and control of a linear part of an oil pipeline. Consists of a technological part, special part, economical part and labor safety.
In a technological part the basic technological features of control and control of a linear part of an oil pipeline, process of transfer of oil, factors influential on throughput capacity of an oil pipeline are esteemed.
In a special part of an oil pipeline as control procedure is described, the mathematical model, mathematical formulation of optimum control, means is resulted.
In an economical part effectiveness ratio of an intrusion automation of a management system of a master schedule is calculated.
In a part on a labor safety both environment the protective ground and artificial lighting is calculated, are adduced technical, organizational, sanitary-hygienic and fire prevention.

 

 

 

 

 

 

 


СОДЕРЖАНИЕ

 

 

ВВЕДЕНИЕ 6
1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 7
1.1. Особенности магистральных нефтепроводов 7
1.2. Состав, классификация и основные физико-химические свойства нефтей 9
1.1.1. Плотность нефти 12
1.2.2. Тепловые свойства нефтей 14
1.3. Реологические свойства нефтей 15
1.4. Основные объекты и сооружения магистральных трубопроводов 16
1.5. Технологический расчет магистральных нефтепроводов 20
1.5.1. Исходные данные для технологического расчета 20
1.5.2. Основные формулы для гидравлического расчета трубопровода 22
1.5.3. Характеристика трубопровода 26
1.5.4. Определение расчетной длины трубопровода 27
Перевальные точки 27
1.5.5. Определение экономически наивыгоднейшего диаметра трубопровода 29
1.6. Аварии на трубопроводах, их обнаружение и ликвидация 31
1.7. Классификация потерь нефти и нефтепродуктов 35
1.8. Защита нефтепроводов от чрезмерно высоких давлений 41
2. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 43
2.1. Характеристика магистрального нефтепровода как объекта автоматизации 43
2.2. Автоматическая защита нефтепроводов от перегрузок 51
2.3. Закономерности изменения давления в нефтепроводе 57
2.3.1 Изменение давления по длине нефтепровода 57
2.3.2 Пульсация давления в нефтепроводе 60
2.3.3. Изменение давления в нефтепроводе при его пуске 63
2.4. Методы обнаружения аварийных утечек в нефтепроводах 65
2.4.1 Аналитическое определение места аварийной утечки 65
2.4.2 Методы измерении гидравлического уклона 66
2.4.3 Особенности определения мест утечек в горных условиях 70
2.5 Расстановка контрольных манометров по трассе для диагностики работоспособности нефтепроводов 73
2.5.1 Условия размещения датчиков давления на магистральном трубопроводе 75
2.6. Влияние давления и профиля трассы на изменение объема жидкости при перекачке по трубопроводу 76
2.7. Определение количества нефти в трубопроводе 77
3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 79
3.1. Экономическое обоснование внедрения автоматизированной 79
системы управления и обнаружения утечек нефти в нефтепроводе 79
3.1. Расчет затрат на разработку и внедрение системы 80
автоматического управления 80
3.2. Дополнительные эксплуатационные расходы 82
3.3. Расчет экономической эффективности АСУ ТП 83
4 ОХРАНА ТРУДА 85
4.1 Анализ опасных производственных факторов 85
4.2 Организационные мероприятия 86
4.3 Технические мероприятия 86
4.3.1 Обеспечение электробезопасности. 86
4.3.2. Расчет защитного заземления 87
4.3.3. Защита от механических воздействий. 89
4.3.4. Мероприятия по предотвращению взрывов. 90
4.4 Санитарно-гигиенические мероприятия 91
4.4.1 Обеспечение индивидуальными средствами защиты 91
4.4.2 Организация искусственного или естественного освещения 91
4.4.3 Противопожарные мероприятия 95
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 96
ЛИТЕРАТУРА 97

 


ВВЕДЕНИЕ

Технологические процессы транспортировки нефти характеризуется значительным числом параметров, определяющих ход этих процессов, наличием внутренних связей между параметрами, их взаимным и сложным влиянием друг на друга и на течение всего процесса. Для того чтобы решить задачу создания системы оптимального автоматического управления технологическим процессом, необходимо его изучить, определить степень влияния характеризующих его параметров на выходные качественные и количественные показатели процесса.
На основе широкого внедрения средств автоматики и телемеханики и комплексного использования средств вычислительной техники созданы единые автоматизированные системы управления транспорта нефти. Эффект достигается решением задач подсистем оперативного управления основным производством и автоматизированного сбора информации о технологических процессах, на базе которого с помощью ЭВМ оцениваются отклонение технологического процесса перекачки от заданного режима и выдаются рекомендации или команды исполнительным органам. Оптимизация технологических процессов обеспечивается сбором достоверной информации. Последний же может быть осуществлен при надежной и безотказной работе вспомогательного оборудования, средств автоматики и телемеханики. Таким образом, обеспечение надежности всех систем магистрального нефтепровода – задача первостепенной важности.

 

 

 


1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1. Особенности магистральных нефтепроводов
Нефть, нефтепродукты и газ доставляются трубопроводным, железнодорожным, морским, речным и автомобильным транспортом. Все эти виды транспорта имеют свои особенности. Они различаются по степени развития и регионального размещения, по уровню технической оснащенности и условиям эксплуатации, возможностями освоения различных грузопотоков по пропускной и провозной способности на отдельных направлениях и участках, по техническим параметрам и технико-экономическим показателям и другим данным.
Трубопроводный транспорт имеет следующие характерные технико-экономические особенности:
- по магистральным трубопроводам доставляют нефть, нефтепродукты и
практически весь добываемый природный газ;
- магистральные нефте и нефтепроуктопроводы связывают все нефтедо-
бывающие, нефтеперерабатывающие и нефтепотребляющие центры, осуществляя широкие транспортно-экономические операции с различными группами нефтяных грузов;
- магистральные трубопроводы позволяют обеспечить возможность по-
дачи практически неограниченного потока нефти, автобензинов, дизельных и реактивных топлив в любом направлении;
- по магистральным трубопроводом можно осуществлять последователь-
ную перекачку нефти разных сортов или нефтепродуктов различных видов, а также разных газов;
- работа магистральных трубопроводов непрерывна, планомерна в тече-
ние года, месяца, суток и не зависит от климатических, природных, географических и других условий, что гарантирует бесперебойное обеспечение потребителей;
трубопровод может быть проложен практически во всех районах, направлениях, в любых инженерно-геологических, топографических и климатических условиях;
- трасса трубопровода – это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами следования и может быть значительно короче, чем трассы других видов транспорта;
- сооружение трубопроводов проводят в сравнительно непродолжительные сроки, что обеспечивает быстрое освоение нефтяных и газовых месторождений, мощности нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ);
-на магистральных трубопроводах может быть обеспечено применение частично или полностью автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) перекачки нефти, нефтепродуктов и газа;
- в условиях развитой единой трубопроводной системы магистральные трубопроводы располагают широкими возможностями для взаимодействия с другими видами транспорта по совместной доставке нефти, нефтепродуктов и углеводородного сырья;
- трубопроводный транспорт имеет лучшие технико-экономические показатели по сравнению с другими видами транспорта нефтяных грузов, а для транспорта природного газа, находящегося в газообразном состоянии, является единственно возможным.
Внедрение систем автоматизированного управления технологическими процессами способствуют поддержанию оптимальных режимов эксплуатации трубопроводных систем, сокращению расхода электроэнергии, а также потерь нефти, нефтепродуктов и газа при перекачке, сокращению численности обслуживающего персонала.
К недостаткам трубопроводного транспорта следует отнести большой расход металла и «жесткость» трассы перевозок, т.е. невозможность изменения направления перевозок нефти, нефтепродуктов или газа после постройки трубопровода. При выборе того или иного вида транспорта (трубопроводный, железнодорожный, водный и др.) и их взаимодействия в условиях развитой единой системы необходимо принимать во внимание не только указанные технико-экономические особенности, но и достигнутый уровень развития, технико-экономические показатели, сферы наиболее экономичного применения транспорта этих видов, региональные особенности и др.


1.2. Состав, классификация и основные физико-химические свойства нефтей
Нефть относится к горючим полезным ископаемым. Она представляет собой сложную смесь углеводородов различного состава с примесью неуглеводородов. Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он может изменяться в пределах одного месторождения.
В мире известно более 23 тыс. месторождений, в Казахстане насчитывается около 160 нефтяных месторождений. Состав нефти каждого месторождения уникален, различны и свойства нефтей.
Свойства нефти изменяется в процессе добычи, при движении по пласту, в скважине, в системах сбора и транспорта.
В состав нефти входят метановые или парафиновые (Cn H2n+2), нафтеновые (Cn H2n ) и ароматические (Cn Hn ) углеводороды.
Состав нефти классифицируют как элементарный, фракционный и групповой.
Под элементарным составом понимают массовое содержание в ней тех или иных химических элементов в долях единицы или в процентах. Основными элементами являются углерод С и водород Н.
В большинстве нефтей углерода – 83-87 %, водорода – 12-14 %. Других элементов – серы, азота, кислорода и других – 3-4 %. Сернистые соединения (меркаптаны, сульфиды, сероводород) вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти. Свободная сера встречается в нефтях редко и связана с разложением более сложных сернистых соединений. По токсичным свойствам из всех сернистых соединений сероводород является наиболее опасным. Кислородосодержащие компоненты, входящие в состав нефти – нафтеновые и жирные кислоты, фенолы и др. Содержание нафтеновых кислот может достигать нескольких процентов. Нафтеновые кислоты представляют собой мало летучие жидкости с резким неприятным запахом, они не растворяются в воде, но легко растворяются в нефтепродуктах. Соли нафтеновых кислот, образующиеся при контакте с пластовой водой, содержащей щелочные металлы, являются эмульгаторами.
Азотистые соединения содержатся в нефтях, как правило, в небольших количествах (до 0,5 %).
Асфальто-смолистые вещества определяют цвет нефти в тонком слое от желтого, коричневого до черного. Они представляют собой сложные смеси, в которых наряду с атомами углерода, водорода и кислорода входят атомы серы, железа, магния, ванадия, никеля и других веществ. Смолы нерастворимы в щелочах и кислотах, но полностью растворяются в легких нефтяных дистиллятах, представляют собой вязкие окрашенные жидкости, плотностью около 1,0. Асфальтены – вещества, нерастворимые в легких бензинах, но полностью растворимы в бензоле, хлороформе – это хрупкие твердые вещества обычно черного цвета, их плотность более 1. Суммарное содержание асфальтенов и смол в нефтях может доходить до 20-50 %. Эти вещества – основные природные стабилизаторы водонефтяных эмульсий, они способствуют пенообразованию нефтей.
В малых количествах в нефти присутствуют металлы – ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний и др.
Фракционный состав нефтей определяют по выходу из них фракций с различной температурой кипения в процессе перегонки. Так, температура кипения фракций нефти:
30 – 205 оС – бензин;
200 – 300 оС – керосин;
120-240 оС – лигроин (промежуточная фракция);
более 300 оС – мазуты.
Мазут и полученные из него фракции называют темными. Продукты, полученные при перегонке, называются светлыми, если они выкипают до 350 оС и темными, если пределы выкипания 350 оС и выше.

 

Нефти подразделяют:
- на типы по выходу светлых фракций - на классы по содержанию в них
(с температурой кипения до 350 оС) серы;
I тип > 45% выхода светлых фракций I класс – малосернистая (не более
II тип 30 – 45 % 0,5 % серы)
III тип < 30% II класс – сернистая – 0,51 – 2 %
III класс – высокосернистая – 72 %.
- по содержанию парафина: по содержанию смол:
малопарафиновые < 1,5% малосмолистая < 18 %
парафиновые 1,5 – 6 % смолистая 18 – 35 %
высокопарафиновые > 6% высокосмолистая > 35%

1.1.1. Плотность нефти
Плотность нефти – один из основных показателей товарных качеств нефти.
При стандартных условиях (20 оС и 0,1 Мпа) плотность нефти находится в пределах 700 – 1000 кг/м3.
Плотность нефти зависит от состава компонентов, входящих в нее, давления, температуры, количества газа, растворенного в нефти. Плотность нефти зависит от глубины залегания, как правило, уменьшаясь с увеличением глубины залегания.
Плотность сепарированной нефти в зависимости от температуры рассчитывается, исходя из коэффициента термического расширения нефти:
PH (t) = PH /[1+a H (t – 20)] (1.1)
где PH,, PH (t) – плотность сепарированной нефти при 20оС и температуре t; a H – коэффициент термического расширения нефти.
a H = 10-3 x2.368 (1.169 - p H = 10-3), если 780 ≤p H < 860; (1.2)

a H = 10-3 x1.975 (1.272 - p H = 10-3), если 860 ≤p H < 960; (1.3)

Плотность нефти с растворенным в ней газом определяют по формуле:

pнг = 1/[b(ph + p г Го )], (1.4)

где b - объемный коэффициент нефти;
ph p г - плотность сепарированной нефти и плотность нефтяного газа в стандартах условиях , кг/м3.
Го - газовый фактор в стандартных условиях.
Плотность нефти и нефтепродуктов обычно определяют при 200С и относят к плотности воды при 40С. Плотность можно определять при любой температуре, а затем произвести пересчет по формуле с использованием поправок:
ρ20 = ρ1 + β (t – 20), (1.5)
где β – коэффициент объемного расширения, составляющий для нефтей 0,0005 – 0,0009 кг/(м3К).
Важным свойством является вязкость нефти, показывающая способность оказывать сопротивление перемещению одних частиц или слоев относительно других. Она определяется при помощи вискозиметра. Вязкость нефти зависит от состава нефти, количества газа, растворенного в нефти, давления, температуры, на вязкость нефти большое влияние оказывает наличие смол, асфальтенов, парафина. Вязкость нефти оказывает влияние на расход энергии при ее транспортировке.
Общий закон вязкости Ньютона выражается формулой (1.6). Вязкость характеризуется коэффициентом динамической вязкости μ..
Если внутри нефти мысленно выделить две параллельные плоскости, имеющие одинаковые площади S и отстоящие друг от друга на расстояние h, то при взаимном их перемещении с относительной скоростью w, потребуется преодолеть силу внутреннего трения.
μS dw
F = --------
Dh
где μ – коэффициент динамической вязкости, он имеет размерность Паּс.
Вязкость дистиллированной воды при 20 оС равна 1 м Паּс. (10~3 Паּс).
Величина, обратная динамической вязкости, называется текучестью и обозначается φ = 1/μ .
Для характеристики вязкости нефти широко используется кинематическая вязкость: V = μ / ρ ,
ее единица измерения м2/с.
Условная вязкость (ВУ), получившая применение для характеристики высоковязких нефтей и нефтепродуктов – это величина, которая выражается отношением времени вытекания 200 см 3 воды при 200С и такого же объема нефти при заданных условиях. Условная вязкость выражается в секундах Сейболта и секундах Редвуда (измеряется на вискозиметрах Сейболта и Редвуда).
В связи с тем, что вязкость очень сильно зависит от температуры, всегда указывается температура ее определения (чаще всего 20 0С и 50 0С).
1.2.2. Тепловые свойства нефтей
В технологических процессах сбора и подготовки продукции скважин потоки часто нагреваются и охлаждаются. Для расчетов и проектирования процессов и аппаратов необходимо знать тепловые свойства, к которым относятся удельная теплоемкость, теплопроводность и теплота сгорания. Экспериментальное определение тепловых свойств вещества является весьма трудоемким процессом, поэтому в технических расчетах обычно применяют эмпирические формулы, графики, номограммы и таблицы:
Теплоемкость - это отношение количества теплоты, сообщаемое веществу к соответствующему изменению температуры. Удельная теплоемкость – это теплоемкость, отнесенная к единице массы. На практике под этим подразумевают количество теплоты (кДж), которое необходимо для нагрева 1 кг вещества на 10С. Удельная теплоемкость нефти колеблется в пределах 1,7-2,1 кДж/кгК.
Теплопроводность выражает процесс передачи теплоты посредством теплового движения молекул или атомов вещества и характеризуется коэффициентом теплопроводности (Вт/мּК). Для товарной нефти коэффициент теплопроводности составляет 0,14 –0,16 Вт/мּК, что по сравнению с теплопроводностью металла (например железа 50 – 60 Вт/мּК) является незначительной величиной и требует при нагревании продукции скважин увеличения площади нагрева при уменьшении толщины нагреваемого слоя.
Теплота сгорания – или теплотворная способность – это количество теплоты (кДж), которое выделяется при полном сгорании 1 м 3 газа или 1 кг жидкого или твердого топлива. При расчетах обычно используется низшая теплота сгорания, так как водяные пары, испарение которых учитывается при вычислении высшей теплоты сгорания, уносятся с дымовыми газами. Теплоту сгорания определяют экспериментально (сжигая определенное количество топлива в калориметрах) или рассчитывают по формулам, исходя из известного элементарного состава или плотности.
Низшая теплота сгорания нефти 8,5.ккал/кг или 35.кДж/кг,
Мазута 9,5.ккал/кг или 40.кДж/кг

1.3. Реологические свойства нефтей
Свойства жидкостей, от которых зависит характер их течения, называют реологическими. Важнейшим реологическим свойством для оценки характера течения в трубах является вид зависимости напряжения сил трения на поверхности соприкосновения слоев жидкости (или напряжения сдвига τ) от градиента скорости по радиусу трубы (или скорости сдвига dv/dr).
Для светлых нефтепродуктов, нефтей с низким содержанием парафина и парафинистых нефтей при высокой температуре справедлива полученная Ньютоном в экспериментах на воде значимость
τ = - μ dv/dr, (1.7)
где μ – коэффициент динамической вязкости.
Жидкости, для которых справедлива приведенная зависимость τ от dv/dr при постоянном μ, называются ньютоновскими и для них графическое выражение этой зависимости (так называемая кривая течения) представляют собой прямую, проходящую через начало координат.
Проведение многих жидкостей, в частности высокопарафинистых нефтей, нефтепродуктов, при сравнительно невысоких температурах не подчиняется закону Ньютона. Такие жидкости называются неньютоновскими. Существует несколько классов неньютоновских жидкостей различающихся по виду кривой течения. Прямая описывает поведение так называемых пластических (или бингамовских) жидкостей, а кривая – псевдо пластических жидкостей.
Течение бингамовских жидкостей начинается только после создания определенного напряжения τо, называемого пределом текучести. При меньших, чем τо напряжениях такие жидкости ведут себя, как твердые тела, а при больших – как ньютоновская жидкость, для которой напряжение сдвига равно τ - τо . Зависимость напряжения от скорости сдвига для бингамовского пластика записывается в виде
τ - τо =- μ dv/dr (1.8)
Поведение парафинистых нефтей и нефтепродуктов можно описывать кривой, характеризующей псевдопластик. В широком диапозоне изменения скорости сдвига в технических расчетах для псевдопластиков можно применять степенную зависимость напряжения от скорости сдвига вида
τ=-k | dv/dr| n‾ 1 dv/dr, (1.9)
где k, n – постоянные для данной жидкости коэффициенты;
| dv/dr| - безразмерный модуль скорости сдвига.
Коэффициент n называют интексом течения, а k – характеристикой консистентности. Для ньютоновских жидкостей n = 1, k = μ.
Величину k | dv/dr| n‾ 1 иногда называют кажущейся или эффективной вязкостью.
Для псевдопластических жидкостей n<1. Зависимость описывает и поведение так называемых дилатантных жидкостей (кривая), для которых n>1. Существуют жидкости, реологические характеристики (показатели, характеризующие течение жидкости) которых изменяются во времени.
Изменение напряжения сдвига во временной скорости сдвига, объясняемое разрушением структуры жидкости, - тиксотропией, а жидкости, обладающие этим свойством, называются тиксотропными.
Следует отметить, что одна и та же нефть может вести себя как ньютоновская жидкость при повышенных температурах и как неньютоновская пери температурах, близких к температуре застывания.

 

1.4. Основные объекты и сооружения магистральных трубопроводов
Магистральный трубопровод состоит из следующих комплексов сооружений: подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти или нефтепродуктов с головными сооружениями трубопроводов. По этим трубопроводам перекачивают нефть от промысла или нефтепродукт от завода в резервуары головной станции;
Головная перекачивающая станция, на которой собирают нефть или нефтепродукты, предназначены для перекачки по магистральному трубопроводу. Здесь проводят приемку нефти (нефтепродуктов), разделение их по сортам, учет и перекачку на следующую станцию; промежуточные перекачивающие станции, на которых нефть и нефтепродукт, поступающие с предыдущей станции, перекачиваются далее; конечный пункт, где принимают продукт из трубопровода, распределяют потребителям или отправляют далее другими видами транспорта; линейные сооружения трубопровода, к которым относятся собственно трубопровод, линейные колодцы на трассе, станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки, а также переходы через водные препятствия, железные и автогужевые дороги. Кроме того, к ним относятся вертолетные площадки, дома обходчиков, линии связи, грунтовые дороги, сооружаемые вдоль трассы трубопровода.
Линейные сооружения трубопровода. Основной составной частью магистрального трубопровода является собственно трубопровод. Глубину заложения трубопровода определяют в зависимости от климатических и геологических условий, а также с учетом специфических условий, связанных с необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта выше температуры его застывания.
На трассе с интервалами 15-20 км в зависимости от рельефа устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков трубопровода и сокращения потерь нефти в случае аварии.
Для сокращения длины трубопровода при выборе направления трассы обычно стремятся придерживаться кратчайшей геодезической линии между начальными и конечными пунктами. Отклонения от генерального направления допускаются только тогда, когда их целесообразность доказана техническими расчетами.
Для магистральных нефтепроводов в последние годы применяют трубы диаметром до 1220 мм. Толщину стенок труб нефтепровода рассчитывают, исходя из максимального рабочего давления перекачивающих станций. Трубы для нефтепроводов применяют сварные, стыки их соединяют электросваркой.
Вдоль трассы строят линии телефонной связи. Эта связь в основном имеет диспетчерское назначение. Она является чрезвычайно ответственным сооружением. Прекращение работы связи, как правило, влечет за собой остановку перекачки по трубопроводу.
Вдоль трассы трубопровода на сложных участках могут предусматриваться усадьбы линейных ремонтеров на расстояний 15-20 км друг от друга. В обязанности ремонтеров входят сторожевая охрана трубопровода, наблюдение за исправностью линии связи и ее ремонт, а также наблюдение за станциями катодной защиты и дренажными установками.
Перекачивающие станции – самые сложные комплексы сооружений нефтепровода.
Головная перекачивающая станция предназначена для приема нефти с установок подготовки нефти и перекачки ее из емкости в магистральный нефтепровод. В состав технологических сооружений головной перекачивающей станции входят: резервуарный парк, подпорная насосная, узел учета нефти, магистральная насосная, узел регулирования давления, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительным устройством, а также технологические трубопроводы.
Промежуточные перекачивающие станции размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету. Среднее значение перегона между станциями для первой очереди 100-200 км, а для второй очереди-50-100км. В составе технологических сооружений промежуточных станций отсутствуют резервуарный парк, подпорная насосная и узел учета нефти.
На магистральных нефтепроводах большой протяженности предусмотрена организации эксплуатационных участков протяженностью от 400 до 600 км. В начале эксплуатационных участков располагают нефтеперекачивающие станции, состав которых аналогичен головным станциям, однако резервуарные парки имеют меньшую вместимость.
Кроме технологических сооружений на перекачивающих станциях имеются механическая мастерская, понижающая подстанция, котельная, объекты водоснабжения и канализации, подсобные и административные сооружения, культурно-бытовые сооружения и жилые дома. Насосные станции оборудуют насосами и сложным энергетическим хозяйством, мощность которого достигает нескольких тысяч киловатт.
Все большее распространение в транспорте нефти получают автоматика и телемеханика.
Через цепь последовательно расположенных по трассе перекачивающих станций нефтепродукт поступает на конечный пункт нефтепродуктопровода. При перекачке нефти конечным пунктом трубопровода является нефтеперерабатывающий завод или перевалочная нефтебаза. Конечным пунктом нефтепроуктопровода обычно является крупная нефтебаза районного значения, расположенная в узле развитых артерий. На этой нефтебазе хранят необходимые запасы нефтепродуктов. На конечном пункте нефтепродуктопровода осуществляют следующие операции: прием и учет нефтепродуктов; хранение запасов; перевалка нефтепродуктов на водный и железнодорожный транспорт; распределение нефтепродуктов районным потребителям. Таким образом, на конечном пункте выполняют все операции, присущие обычной крупной перевалочной нефтебазе.
При последовательной перекачке нефтепродуктов разных сортов на конечном пункте должны разделять их по сортам и восстанавливать кондицию, ухудшенную из-за частичного их смешения. Поэтому на конечном пункте, как и на головной станции, предусматривают необходимое число резервуаров для накопления определенных объемов каждого сорта нефтепродукта.

1.5. Технологический расчет магистральных нефтепроводов
В технологический расчет нефтепровода входит решение следующих основных вопросов:
- определение экономически наивыгоднейших параметров нефтепровода
(диаметр трубопровода, давление на нефтеперекачивающих станциях, толщина стенок трубопровода и число насосных станций);
- определение местонахождения станций на трассе нефтепровода;
- расчет режимов эксплуатации нефтепровода.

Существуют два способа нахождения оптимальных параметров нефтепровода: сравнение нескольких вариантов; расчет по специальным формулам, учитывающим как экономические показатели, так и физические условия перекачки. Обычно применяют первый способ. В этом случае для нескольких значений диаметра и давления выполняют гидравлический и механический расчеты, определяющие (для каждого варианта) число нефтеперекачивающих станций и толщину стенки трубопровода. Экономическим расчетом (по сроку окупаемости или по приведенным расходам) находят вариант, имеющий наилучшие параметры.
В расчет режимов эксплуатации входит определение давлений на станциях, подпоров перед ними и пропускной способности нефтепровода при условиях перекачки, отличающихся от расчетных; решается вопрос о регулировании работы нефтепровода.
1.5.1. Исходные данные для технологического расчета
1. Пропускная способность нефтепровода Gr (в млн. т/год) – основная ис-
ходная величина для расчета, которую указывают в плановом задании.
Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода определяют с учетом затрат времени на техническое обслуживание, капитальный ремонт и ликвидацию повреждений и принимают по таблице 1.
В основном пропускную способность определяют диаметр трубопровода и давление на станциях (таблица 2).
2. Среднемесячные температуры грунта на глубине заложения трубопровода можно получить у местных метеостанций или из климатологических справочников. Данные о температуре грунта служат для определения расчетных значений плотности и вязкости нефти
Таблица 1. Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов
Диаметр нефтепровода мм Протяженность нефтепровода, км
до 820 включительно от 820
До 250 3576 355

От 250 до 500 356*
355 353
351
От 500 до 700 354
352 351
349
От 700 352
350 349
345

* В числителе указаны цифры для нормальных условий прохождения трассы, в знаменателе – для трубопроводов, трассы которых (не менее 30% протяженности) проходят в сложных условиях (заболоченные и горные участки).

Таблица 2. Ориентировочные параметры магистральных нефтепроводов
Пропускная способность, млн. т/год Диаметр (наружный), мм Рабочее давление, МПа
1 2 3
0,7-1,2 219 8,8-9,8
1,1-1,8 273 7,4-8,3
1,6-2,4 325 6,6-7,4
2,2-3,4 377 5,4-6,4
1 2 3
3,2-4,4 426 5,4-6,4
4-9 530 5,3-6,1
7-13 630 5,1-5,5
11-19 720 5,5-6,1
15-27 820 5,5-5,9
23-50 1020 5,3-5,9
41-78 1220 5,1-5,5
Обычно наинизшие температуры бывают в марте-апреле, а наивысшие – в августе-сентябре.
3. Плотность и вязкость нефти определяют лабораторными анализами или пользуются справочниками.
4. Механические свойства (прочностные показатели) сталей, необходимын для расчета толщины стенки магистральных трубопроводов.
5. Технико-экономические показатели необходимы для подсчета капитальных затрат и эксплуатационных расходов при определении экономически наивыгоднейшего варианта.
Таблица 3. Капитальные затраты на строительство линейной части нефтепровода, тыс тг/км

Наружный диаметр трубопровода Основная нитка Лупинг
219 45 36
273 50 40
325 58 45
377 65 55
426 75 63
530 103 90
630 130 102
720 148 119
820 161 132
920 193 165
1020 235 206
1220 276 253

6. Чертеж профиля трассы используют при расстановке нефтеперекачивающих станций на трассе трубопровода. По чертежу профиля трассы определяют необходимые для гидравлического расчета разность нивелирных высот и расчетную длину нефтепровода.
1.5.2. Основные формулы для гидравлического расчета трубопровода
Формулы материального баланса. Для массового расхода, считая в году N расчетных рабочих суток, имеем
Gc = Gr / N*24*3600 = Gсут / 24*3600 = Gr / 3600, (1.10)
где Gr, Gсут, Gr, Gc – массовый расход нефти в трубопроводе соответственно в год, сутки, час и секунду; N – расчетное число рабочих дней в году.
Между массовым и объемным расходами имеется следующее соотношение:
G = Q * ρ p, (1.11)
где Q – объемный расход; ρ p, - расчетная плотность.
Среднюю скорость ω определяют по формуле
ω = Q / f = 4Q / (πD2) (1.12)
где f – площадь поперечного сечения; D – внутренний диаметр трубопровода.
Формулы для определения потерь напора от трения. Потери напора hτ от трения в трубе круглого сечения определяют по формуле Дарси-Вейсбаха
Hτ = λ L/D * ω2 /2g (1.13)
где λ – коэффициент гидравлического сопротивления (зависит от режима движения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы);
L – длина трубопровода; g – ускорение свободного падения.
Режим движения потока в трубопроводе характеризуется параметром Рейнольдса
Re = ω D / υ = 4 Q / πDυ). (1.14)
Если течение в трубе ламинарное (струйное, пуазейловское), т.е.
Re< 2330, то по Стоксу λ = 64/ Re.
При турбулентном течении (при значениях критерия Рейнольдса больше 2320) для определения λ имеется множество экспериментальных формул.
Область турбулентного течения подразделяется на три зоны: гидравлически гладких труб, когда потеря на трение, а следовательно, и коэффициент гидравлического сопротивления не зависят от внутренней шероховатости трубы; переходную зону (смешанного трения), когда λ зависит от режима трения и шероховатости; гидравлически шероховатых труб (квадратичного трения), когда λ зависит только от шероховатости трубы и не зависит от режима течения. Эти зоны разделяются между собой так называемыми переходными числами Рейнольдса, которые найдены нак основании экспериментальных данных. Эти зоны характеризуются следующими числами Рейнольдса:
Гидравлически гладкие трубы 2320<Re<Re1пер;
переходная зона Re1пер<Re< Re2пер;
квадратичное трение Re2пер< Re.
Переходные числа Рейнольдса определяют по формулам
Re2пер=59,5 / Є 8/7; (1.16)
Re2пер = (665-765 1g Є) /Є (1.17)
где Є – относительная шероховатость трубы,
Є = 2e / D (1.18)
где е – абсолютная шероховотость трубы (е = 0,2 мм для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации).
В зависимости от вязкости и скорости движения жидкости одна и та же труба может быть гидравлически гладкой или шероховатой, поэтому прежде чем вычислить значение λ, необходимо знать для заданной жидкости и условий перекачки зону течения
Для зоны гидравлически гладких труб при Re ≤ Re1пер коэффициент гидравлического сопротивления определяют по формуле Блазиуса
λ = 0,3164 / 4 √ Re (1.19)
Для определения коэффициента гидравлического сопротивления в зоне смешанного трения применяют «универсальные» формулы.
Их структура такова, что, при малых Re они обращаются в формулы типа
λ = λ(Re), а при больших, переходят в формулы типа λ = λ(ε).

 

Таблица 4. Значение коэффициентов обобщенной формулы Лейбензона для разных режимов жидкости
Режим течения M A β, c2 /м
Ламинарный 1 64 128 /(πg) = 4,15
Турбулентный в зоне Блазиуса 0,25 0,3164 0,242 / (πg) = 0,0247
Область смешанного трения 0,125 0,1251g*kэ/D-0,625 β = 0,0802 A
Область квадратичного трения 0 λ 8 N(π2 g)=0,0826 λ

Формулы для определения потерь напора на местные сопротивления. На линейной части трубопровода имеются местные сопротивления – задвижки, повороты, сужения и т.д. Потери напора на местные сопротивления hmc определяют по формуле
hmc = ξ ω2 /2g, (1.20)
где ξ – коэффициент местного сопротивления, зависящий как от вида сопротивления, так и от характера жидкости.
Потери напора на местные сопротивления можно выразить длиной, эквивалентной местным сопротивлениям
Lэ = ξ D/ λ (1.21)
Обычно потери напора на местные сопротивления в магистральных трубопроводах незначительны и их принимают в размере 1-2 % от потерь напора на трение.
Расчет потерь на трение в коротких трубопроводах внутристанционной обвязки (на нефтебазах) должен вестись с подобным учетом всех имеющихся местных сопротивлений. С помощью эквивалентной длины расчет потерь на трение в трубопроводе с местными сопротивлениями сводится к расчету потерь на трение в прямой трубе, приведенная длина которой Lп = Lф + Lэ (где Lф – длина фактическая; Lэ – длина эквивалентная)
hτ = λ Lп / D* ω2 /2g/ (1.22)
Уравнение баланса напоров. Для магистрального нефтепровода постоянного сечения, имеющего n однотипных насосных станций, каждая из которых создает напор Нст, уравнение баланса напоров обычно записывают так
р1 / ρg + n Нст = hτ + ∆z +р2 / ρg, (1.23)
где р1 / ρg – напор перед головной станцией, который будем обозначать ∆h1; р2 / ρg – напор в конечной точке трубопроводе; ∆z = z2-z1 –разность геодезических высот конца и начала трубопровода.
1.5.3. Характеристика трубопровода
Характеристикой трубопровода называется зависимость между потерями напора Н и расходом Q, т.е. H = f(Q).
Из уравнения (14) следует, что общие потери напора Н, которые должны преодолеть насосные станции, слагаются из потерь на трение hτ и преодоление разности нивелирных отметок ∆z, т.е.
H = βQ2¯ n υn L / D2¯ n + ∆z (1.24)
или
H = f Q2¯ n L + ∆z (1.25)
где f = β υn / D3¯ n – гидравлический уклон при единичном расходе (Q=1).
Если трубопровод имеет участки с лупингами, то на основании очевидного равенства
H = i(L – xл ) + xл + ∆z
Тогда формулы имеют вид
H = i[L – (1 – ω) xл] + ∆z
или
H = fQ2¯n [L – (1 – ω) xл] + ∆z (1.26)
где xл - суммарная протяженность лупингованных учакстков.
График зависимости потери напора от расхода H = f (Q) называется характеристикой трубопровода.
Уравнения (1.24) - (1.26) являются аналитическими выражениями характеристики трубопровода.
При малых расходах в зоне ламинарного течения зависимость H от Q- линейная (2 – m = 1). При Q >1/4 πD υReкр она выражается параболой (2 – m= 1,75; 2 – m = 2). Начальной точкой характеристики является конец отрезка ∆z, откладываемого по оси Н (при Q = 0 H = ∆z) вверх, если z2 > z1, или вниз, когда z2 < z1. Если в конце трубопровода имеется противодавление р2, то к значению ∆z прибавляется р2/pg.
Величины υ, L и D определяют крутизну характеристики: чем больше вязкость нефтей υ, протяженность трубопровода L или чем меньше его диаметр D), тем характеристика круче.
Если на график Q–H нанести суммарную характеристику насосов (насосных станций) nНст (Q) и характеристику трубопровода H(Q), то совместный график называется совмещенной характеристикой. Пересечение характеристики трубопровода с суммарной характеристикой насосных станций определяют рабочую точку нефтепровода. Параметры рабочей точки а(Н1 и Q1) характеризуют потери напора в нефтепроводе и его пропускную способность при заданных условиях перекачки.
Баланс напоров и равенство подачи насосов расходу в трубопроводе (материальный баланс перекачки) дают основание для следующего важного вывода: трубопровод и расположенные на его трассе насосные станции составляют единую гидравлическую систему. Это положение является исходным при решении любых вопросов перекачки нефти (нефтепродуктов) по магистральным трубопроводам. Изменение режима работы какой-либо одной из насосных станций (например, отключение части насосов) нарушит режим остальных станций и одновременно повлечет за собой изменение режима работы трубопровода в целом. И, наоборот, изменение сопротивления какого-либо перегона окажет влияние на режим работы всех насосных станций трубопровода.
1.5.4. Определение расчетной длины трубопровода
Перевальные точки
При гидравлическом расчете, как правило, сочетают аналитические выкладки с графическими построениями. Прежде чем рассчитать число насосных станций, определяют гидравлические уклоны в одиночной трубе ί и лупинге (вставке) ίл. Затем исследуют профиль трассы для нахождения перевальной точки и расчетной длины трубопровода. Для этого на сжатом профиле в соответствии с принятыми на нем масштабами длин и высот строят прямоугольники, изображающие, например, падение напора на участке трубопровода длиной 100 км. Вертикально вверх от какой-нибудь точки с (в стороне от профиля или на нем) в масштабе высот строят отрезок cb, равный по значению напору на трение, теряемому на преодоление сопротивления в трубе длиной 100 км; по горизонтали, вправо от точки с, в масштабе длин откладывают отрезок са, равный по величине 100 км; соединяя точки а и b прямой, получают треугольник bac, характеризующий гидравлический уклон io. Затем параллельно гипотенузе этого треугольника проводят касательные io к вершинам линии профиля. Если какая-нибудь из касательных не пересекает нигде в другом месте профиль, то соответствующая вершина (например, точка л) является перевальной точкой, необязательно является наивысшей точкой трассы. Расстояние от перевальной точки до начальной точки трубопровода называется расчетной длиной.
Легко доказать, что достаточно закачать жидкость на перевальную точку, чтобы она с тем же расходом самотеком достигла конца трубопровода. Располагаемый напор, равный разности zл – z2, больше напора, необходимого для преодоления сопротивления на участке от перевальной точки π до конца трубопровода:
Z π- Z2>io (Lo-L π),
где Lo, L π – соответственно полная длина трубопровода и расстояние от его начала по перевальной точки.
Таким образом, самотек жидкости за перевальной точкой обеспечен.
Q = ωF,
Из уравнения сплошности видно, что с увеличением скорости живое сечение потока должно уменьшаться. Следовательно, за перевальной точкой жидкость движется при частичном заполнении поперечного сечения трубопровода. Давление на этом участке равно давлению насыщенного пара перекачиваемой жидкости.

1.5.5. Определение экономически наивыгоднейшего диаметра трубопровода
Теоретически перекачку нефти с заданным расходом можно осуществить по трубопроводу любого диаметра D. Причем для каждого диаметра будут вполне определенные параметры перекачки (толщина стенки трубы, число насосных станций, рабочее давление и т.д.) Таким образом, капитальные затраты К и эксплуатационные расходы Э зависят от диаметра трубопровода D. Поэтому возникает вопрос об отыскании оптимального диаметра трубопровода (оптимального варианта трубопровода). По действующей в настоящее время методике оптимальный диаметр трубопровода определяют по минимуму приведенных расходов.
Для определения экономически наивыгоднейшего диаметра трубопровода по приведенным расходам необходимо провести гидравлический расчет по нескольким вариантам. Зная годовую пропускную способность трубопровода ориентировочно выбирают диаметр (наружный) трубопровода Dн. К нему добавляют еще два диаметра, ближайшие по государственным стандартам – больший и меньший, и дальнейший расчет осуществляют по трем стандартным диаметрам.
Порядок расчета следующий. Для каждого диаметра вычисляют толщину стенки трубы δ и округляют до стандартной в большую сторону. Определив внутренний диаметр D = Dн - 2δ, по каждому варианту находят фактическую скорость потока ω, режим течения Re, в зависимости от которого вычисляют коэффициент гидравлического сопротивления λ и потери напора на трение hτ. Рассчитывают полные потери напора в трубопроводе Нтр = Н + hмс;
hмс = (0,01 +0,02) hτ – потери на местные сопротивления)
Капитальные затраты на сооружение трубопроводов определяют по формулам:
для трубопроводов со вставками
К = С(L – Xв) + СиХв + С тнс + (п – 1) Спнс + Ср Vp (1.27)
где С – стоимость единицы длины основного трубопровода; Св – стоимость единицы длины трубы для вставки; Стнс, Спнс – стоимость соответственно головной и промежуточной насосной станции; Ср – стоимость единицы резервуара; Vp – суммарная устанавливаемая вместимость на трубопроводе;
для трубопроводов с лупингами
К = CL+CπXπ + Cтнс+(n-1)Спнс+СрVp (1.28)
где Cπ – стоимость единицы длины параллельного трубопровода.
Дополнительные капитальные вложения, учитывающие надбавку на топографические условия трассы, определяют с помощью поправочных коэффициентов kт. Капитальные затраты, вычисленные по формуле (1.27) или (1.28), необходимо умножить на коэффициент kт.
Кроме коэффициента, отражающего топографические условия трассы, необходимо учитывать дополнительные капитальные вложения Кдоп в зависимости от территориального района прохождения трассы, которые определяют по формуле
Кдоп = К/L 1p (kтер- 1) (1.29)
где 1p – протяженость участков трубопровода, проходящих по районам, к которым применяют территориальный коэффициент kтер.
Коэффициент kтер зависит от территориального района строительства магистральных трубопроводов и распределения республик, краев и областей по территориальным регионам.
Эксплуатационные расходы Э определяют по формуле
Э-(α2 + α4)Клч + (α1 + α3)Кст + Зэ + Зт + Зз +П, (1.30)
где Клч – капитальные вложения в линейную часть, для трубопроводов со вставками
Клч = [C(L-Xв) + СвХв]kт, (1.31)
Кст – капитальные вложения в насосные станции,
Кст = [ Стнс + (n – 1) Спнсс + Ср Vp] kт (1.32)
Зэ – затраты на электроэнергию,
Зэ = N Cэ; (1.33)
N – годовой расход электроэнергии,
N = (GrНст kc / 367ηн ηэ + Nc)n (1.34)
где Gr – расчетная годовая пропускная способность трубопровода;
Нст – напор одной станции; k’c - коэффициент, учитывающий снижение расхода электроэнергии при сезонном регулировании подачи;
Kc’ = 1; ηн - к.п.д. насоса при работе на перекачиваемом продукте; ηэ - к.п.д. электродвигателя; Nc = (1,5-2)10^6 кВт-ч – расход электроэнергии на собственные нужды насосной станции; Сэ – стоимость 1 кВт.ч электроэнергии, Сэ -=3,15 тг/ (кВт-ч).
Затраты на заработную плату
Зз = СзП, (1.35)
где Сз – заработная плата на одну станцию; П = 0,253 - прочие расходы.
Затраты на воду, смазку и топливо
Зт = СвП, (1.36)
где Св – затраты на одной станции на воду, смазку и топливо.
По минимальным приведенным расходам выбирают экономичсеки целесообразный вариант трубопровода.
1.6. Аварии на трубопроводах, их обнаружение и ликвидация
Аварии присходят по многим причинам: от коррозионных разрушений (внутренняя или внешняя коррозия) при перекачке агрессивных жидкостей или при нарушении целостности внешнего изоляционного покрытия; от высоких температурных напряжений, превышающих предел прочности металла труб; от нагрузок, превышающих допустимые (например, при размыве грунта под трубопроводом на переходах рек, при возникновении оползней, карстовых провалов и т.п.). Основное количество сквозных отверствий (48-52 % от всех аварийных ситуаций на трубопроводах) возникает в результате действия коррозии. В настоящее время магистральные трубопроводы сдают в эксплуатацию с устройствами противокоррозионной защиты. Однако в этом случае, по мере старения объектов, число коррозионных разрушений достаточно велико.
Методы обнаружения утечек из трубопроводов базируются на выявлении прямых и косвенных признаков, таких как появление нефтепродукта вблизи трубопровода в грунте или на поверхности земли, изменение технологических параметров перекачки, нарушение однородности (целостности) металла труб и т.д.
Устройства для обнаружения утечек можно разделить на два вида – непосредственного и косвенного действия. Устройства непосредственного действия реагируют на появление транспортируемой жидкости в грунте или на его поверхности. Устройства косвенного действия реагируют на изменение давления в трубопроводе, температуры грунта под действием вытекшего нефтепродукта, электрической емкости и др. Все эти усторйства позволяют быстро находить крупные утечки. Для выявления небольших утечек устройства косвенного действия мало пригодны, поэтому чаще всего применяют комбинации систем непосредственного и косвенного действия. Утечки нефтепродукта можно определять с помощью устройств и приборов, перемещающихся как внутри трубопровода (внутренний контроль), так и снаружи (внешний контроль). В последнем случае устройства могут быть стационарными.
Внешний контроль проводят визуально или с помощью приборов. Визуальный контроль трубопровода осуществляют при облете (объезде, обходе) трассы. Он позволяет обнаружить только крупные аварии, когда перекачиваемый нефтепродукт выходит на поверхность земли или воды. В качестве приборов внешнего контроля применяют различные датчики акустического, газового, теплового типов, которые перемещаются вдоль трассы трубопровода. К этому же типу контроля относятся: сравнение расхода нефтепродукта на входе и выходе из трубопровода, регистрация изменения давления, регистрация перегрузки электродвигателя и др. Внутренний контроль (приборы перемещаются внутри трубопровода) проводят с помощью акустических, электромагнитных, ультразвуковых и других приборов, а также с помощью радиоактивных, газовых или жидких трассеров.
Наиболее просто обнаруживают крупные утечки перекачиваемого нефтепродукта при полных или частичных разрывах путем построений линий падения давления и измерения расхода. При полном разрыве трубопровода нефтепродукт не будет поступать на конечный пункт, а на перекачивающей станции давление на выходе со станции упадет от р до р2.
При появлении утечки из подземного трубопровода около отверствия под воздействием струи жидкости возникают акустические колебания в грунте, которые можно улавливать с поверхности грунта специальными приборами. Если перекачиваемый нефтепродукт имеет отличную от окружающей среды температуру, то для контроля за утечками можно применить инфракрасную термографию, основанную на измерении тепловой радиации. Иногда для определения места утечки применяют газоанализаторы, улавливающие с поверхности грунта пары перекачиваемой жидкости. Во всех случаях приборы контроля устанавливают на транспорте, перемещающемся по трассе трубопровода. Ширина обследуемой полосы должна быть не менее ширины траншеи.
Иногда для определения места утечки применяют радиоактивные вещества или меченые атомы (трассеры – натрий-24, кобаль-60 и др.). В месте утечки радиоактивный раствор попадает в грунт. Измеряя радиоактивность грунта с поверхности земли детекторами, перемещающимися вдоль трассы трубопровода, находят место утечки.
Применяют также внутренний контроль за состоянием стенок трубопровода. Для этого используют самоходные тележки, оборудованные счетчиками пройденного пути и устройствами для регистрации на пленке состояния внутренней поверхности трубы. Состояние стенки анализируют с помощью гамма-лучей, рентгеновских лучей, ультразвука, магнитных полей, вихревых токов и других параметров. Испытания различных детекторов (устройств контроля), движущихся вместе с потоком жидкости при давлениях перекачки, показали, что они могут обнаруживать утечки рдо 4 л/ч с точностью определения места аварии до 20 м.
Из всех приборов наиболее перспективными являются магнитометрические. Принцип работы этих приборов основан на регистрации изменений магнитного поля вследствие изменения толщины стенки трубопровода. Изменение толщины стенки регистрируется в пределах 2-3 % от номинального значения. Контроль за состоянием стенок труб и возможными утечками проводят без остановки перекачки, и поэтому он перспективен как профилактический.
Тележки с приборами конструируют так, чтобы они могли преодолевать гнутые вставки радиусом 1,5Dy и двигались со скоростью 4-13 км/ч. Скорость движения тележек регулируют с помощью специальных устройств, включающих перепускные каналы, тормоза и гидротурбинки.
В качестве профилактического прибора можно применять ультразвуковое устройство. В передней части прибора устанавливают генератор ультразвуковых колебаний (приводится в действие от колес тележки). Ультразвуковой луч, вращаясь вокруг оси трубопровода, с угловой скоростью пропорциональной скорости движения прибора, проводит сканирование всей внутренней поверхности трубопровода.
Специальным устройством измеряют внутренний диаметр трубопровода. При наличии внутренних разрушений стенки трубы (каверны, коррозионные разрушения и т.д.) они фиксируются измерителем, а результаты записываются на специальную ленту. Запись соотносят с пройденным расстоянием и при расшифровке определяют места возможных нарушений целостности трубы.
Способ ликвидации повреждения зависит от его вида. Если утечка мала, то теоретически ее можно ликвидировать и без вскрытия трубопровода. В этом случае в трубопровод запускают специальное устройство, состоящее из детектора обнаружения утечек и приспособления для герметизации дефекта. При обнаружении дефекта устройство останавливают. Герметизирующий элемент, освобождаясь с устройства, плотно прилегает к внутренней поверхности трубы, а тележка с детектором уходит дальше. Герметизирующий элемент выполняют в виде упругой ленты со специальными мягкими прокладками, пропитанными полимерными композициями, которые со временем полимеризуются и образуют достаточно надежное устранение утечки.
Чаще всего для устранения утечки дефектный участок подземного трубопровода вскрывают. Если повреждение представляют собой свищ, то в отверствие забивают свинцовую пробку. Затем на это место накладывают металлическую латку и приваривают ее по всему контуру к трубе. Если пробку применить нельзя, то утечку можно устранить с помощью специальных хомутов с эластичными прокладками из бензостойкой резины, свинца или фибры. После затяжки хомута его приваривают к трубе.
При отсутствии давления ремонт можно проводить с помощью эпоксидной смолы с отвердителем. Для этого применяют мягкие прокладки, пропитанные смолой с отвердителем, которыми обматывают трубу с дефектами. Для придания прочности мягкие прокладки затягивают эластичными обхватами. После полимеризации обхваты (манжеты и т.п.) можно удалить. Ремонт малых отверствий можно проводить и без остановки перекачки. Прочность участков трубы с эпоксидными смолами достаточна для нормальной эксплуатации трубопровода.
При значительных повреждениях трубопровода соответствующий участок удаляют и вместо него вваривают отрезок новой трубы, называемой катушкой. Для врезки катушки участок трубы изолируют от остальной части трубопровода с помощью различных пробок (глина, пластмасса, перекачиваемый замороженный нефтепродукт и т.д.). После сварки новый участок трубы изолируют битумной мастикой или пленкой и затем засыпают грунтом и возобновляют перекачку по трубопроводу.
Аварии на сложных участках трассы (тройники, фланцы, переходы через естественные и искусственные препятствия и др.) ликвидируют специальным оборудованием и по специальной технологии..
1.7. Классификация потерь нефти и нефтепродуктов
Транспортировка нефти на нефтеперерабатывающие заводы и полученных нефтепродуктов к потребителю, а также хранение нефти и нефтепродуктов связаны с потерями их. Потери нефти и нефтепродуктов наносят большой ущерб экономике страны, приводят к затратам овеществленного труда, к снижению эффективности производства. Кроме того, потери нефти и нефтепродуктов при авариях, разливах и утечках загрязняют почву, грунтовые воды и водоемы, а при испарении - атмосферу. Поэтому борьба с потерями – чрезвычайно важная и актуальная задача. Для борьбы с потерями необходимо знать причины их вызывающие. Потери происходят при авариях, от утечек, испарения, загрязнения и смешения различных сортов нефтепродуктов и нефтей.
Аварии и утечки приводят к потери количества нефти и нефтепродуктов, смешение и загрязнение – к потери качества, а испарение – к уменьшению количества и ухудшению качества.
Аварии происходят из-за несоблюдения правил обращения с нефтью и нефтепродуктами как взрыво- и огнеопасными веществами, нарушения правил технической эксплуатации сооружений и технологического оборудования, неисправности контрольно-измерительного оборудования, стихийных бедствий и недостаточно внимательного отношения к своим обязанностям обслуживающего персонала, допускающего переливы резервуаров и транспортных емкостей. Кроме того, аварии возникают при несоблюдении строительных норм и правил при проектировании, сооружении и ремонте средств транспорта и хранения, при заводских дефектах труб, резервуаров и транспортных емкостей и износе их в процессе эксплуатации. Потери от утечек происходит через неплотности резервуаров, трубопроводов, задвижек, при случайном разливе и т.п. Потери от утечек предотвращают своевременным проведением профилактических ремонтов и специальных организационно-технических мероприятий, разрабатываемых в каждом отдельном случае.
Загрязняются нефтепродукты при попадении механических примесей и воды из атмосферы, попадании продуктов коррозии, образовании нерастворимых веществ в результате химических и биологических процессов в нефтепродуктах, при хранении и перевозках в незачищенных транспортных емкостях, перекачках по назачищенным трубопроводам.
Продукты коррозии являются катализаторами и поэтому ускоряют процесс окисления и образования кислот, смолистых веществ и осадков в нефтепродуктах. Для предотвращения ухудшения качества нефтепродуктов кроме проведения организационно-технических мероприятий должны соблюдаться регламентированные сроки их хранения.
Потери от смешения происходит при последовательной перекачке нефтепродуктов и при случайном смешении их в резервуарах. Случайное смешение нефтепродуктов в резервуарах можно предотвратить четкой организацией эксплуатации резервуарного парка.
Если не использовать специальные технические средства для уменьшения естественной убыли нефти и легкоиспаряющихся нефтепродуктов, потери от испарения их в системе транспорта и хранения могут достичь 75% от всех видов потерь.
Потери от испарения. В резервуаре, нефтеналивном судне, железнодорожной и автомобильной цистерне, а также в топливном баке автомобиля, содержащих некоторое количество нефти или нефтепродукта, пространство над жидкостью – газовое пространство – заполнено паровоздушной смесью. Количество нефтепродукта в этой паровоздушной смеси
М = сρпV, (1.37)
где с – объемная концентрация паров нефтепродукта в паровоздушной смеси;
ρп – плотность паров нефтепродукта; V – объем газового пространства;
Всякое вытеснение паровоздушной смеси из газового пространства емкости в атмосферу сопровождается потерями нефтепродукта, испарившегося в газовое пространство – это и есть потери от испарения. Иногда их называют естественной убылью нефти и нефтепродуктов от испарения. Естественная убыль от испарения обусловлена физико-химическими свойствами нефти и нефтепродуктов, их склонностью улетучиваться с открытой поверхности. В наибольшей степени это относится к бензинам и нефтям, в меньшей степени – к реактивным топливам, еще в меньшей – к тракторному и осветительному керосинам и дизельному топливу. Масла, мазуты, печное топливо и смазки практически не испаряются.
Поскольку из бензинов улетучиваются наиболее легкие углеводороды, понижаются октановое число бензинов и давление насыщенных паров, повышаются плотность, температуры начала кипения и выкипания различных фракций, что ухудшает пусковые качества бензинов, увеличивает расход горючего и износ двигателя.
Предельно допустимые значения характеристик качества для товарных нефтепродуктов регламентируются стандартами, а контролируются по паспорту качества. Паспорт качества первоначально составляют по результатам испытания нефтепродуктов в лаборатории нефтеперерабатывающего завода, а далее по пути следования – в лабораториях перекачивающих станций и перевалочных нефтебаз.
В частности в паспорт качества бензинов наряду с другими характеристиками включают плотность, октановое число, давление насыщенных паров и фракционный состав.
Из-за потерь легких фракций в пути испаряемость нефтепродуктов уменьшается с удалением от НПЗ, а нефти – с удалением от промысла.
Очевидно удельные потери данного легкоиспаряющегося нефтепродукта при одних и тех же технологических операциях и одинаковом оборудовании будут больше в начале и меньше в конце пути.
Рассмотрим причины потерь нефти и нефтепродуктов от испарения.
1. Потери от “Большого дыхания” происходят вследствие вытеснения
паровоздушной смеси из газового пространства емкостей наливаемым нефтепродуктом (нефтью). Нефтепродукт, поступая в герметизированную емкость, сжимает паровоздушную смесь до давления, на которое установлена дыхательная арматура. Как только давление достигает расчетного давления дыхательного клапана, клапан открывается и из емкости начинает вытесняться паровоздушная смесь, содержащая пары нефтепродукта, начинается “большое дыхание” (“выдох”). Чем больше давление, на которое отрегулирован дыхательный клапан, тем позднее начнется “большое дыхание”.
При выкачке нефтепродукта из емкости происходит обратное явление.
Как только разряжение в емкости достигает значения на который установлен дыхательный клапан, в газовое пространство начнет поступать атмосферный воздух – произойдет “вдох”.
2. Потери от “обратного выдоха” происходят вследствия насыщения парами нефтепродукта поступившего при “вдохе” воздуха.
При насыщении воздуха растут концентрация (парциальное давление) паров нефтепродукта в паровоздушной смеси и общее давление в газовом пространстве. При достижении расчетного давления дыхательный клапан открывается, поэтому до окончания «вдоха» спустя некоторое время из емкости может произойти «обратный выдох» – вытеснение насыщающейся паровоздушной смеси.
3. Потери от «малых дыханий» происходят в результате следующих причин:
а) из-за повышения температуры газового пространства и нефтепродукта в дневное время. В дневное время газовое пространство емкости и поверхность нефтепродукта нагреваются за счет действия солнечной радиации на кровлю и стенки емкости. Паровоздушная смесь стремится расшириться, с поверхности нефтепродукта испаряются наиболее легкие углеводороды, концентрация паров нефтепродукта в газовом пространстве повышается, общее давление растет. Когда избыточное давление в емкости достигнет расчетного давления, на которое установлен дыхательный клапан, он открывается, из емкости вытесняется паровоздушная смесь – происходит «выдох». В ночное время из-за снижения температуры вследствие охлаждения емкости через стенки и кровлю часть паров конденсируется, паровоздушная смесь сжимается, в газовом пространстве образуется разряжение, дыхательный клапан открывается и в емкость входит атмосферный воздух – происходит «вдох». Это так называемые суточные температурные «малые дыхания».
б) из-за колебания барометрического давления. При снижении барометрического давления разность давлений в газовом пространстве емкости и атмосферного может превысить перепад давления, на который установлен дыхательный клапан, он откроется и произойдет «выдох» (барометрические «малые дыхания»). При повышении барометрического давления может произойти «вдох».
4. Потери от насыщения газового пространства происходят при попадании
нефтепродукта в емкость, не содержащую пары нефтепродукта. Если в емкость, содержащую только воздух, залить небольшое количество нефтепродукта, последний начнет испаряться и насыщать газовое пространство, концентрация (парциальное давление) его в паровоздушной смеси будет расти, общее давление в газовом пространстве увеличится, по достижении расчетного давления дыхательный клапан откроется, и часть паровоздушной смеси уйдет из резервуара – произойдут потери от насыщения.
Вышеперечисленные виды потерь от испарения происходят при операциях со стабильными нефтями и нефтепродуктами и использовании герметизированных емкостей.
Резко могут возрасти потери от испарения при несоблюдении Правил технической эксплуатации резервуаров и магистральных нефтепроводов.
Так называемые потери от вентиляции газового пространства происходят через открытые люки резервуаров, цистерн, путем простого выдувания нефтяных и бензиновых паров ветром.
В последние годы из-за повышения температурных уровней в нефтепроводах и резервуарах и ухудшения условий подготовки нефти на промыслах, в систему транспорта и хранения иногда стали поступать нестабильные нефти и бензины, температура которых близка или выше температуры начала кипения их по ГОСТ 2177-82(СТ СЭВ 758-77). В таких условиях в нефти и легкоиспаряющихся нефтепродуктах пары образуются не только на поверхности, но и в объъеме жидкости, т.е. они кипят в емкостях. Потери от испарения для таких нестабильных нефтей и нефтепродуктов в три-шесть раз превышают потери для обычных стабильных нефтей и нефтепродуктов. Нельзя допускать попадания нестабильных нефтей и нефтепродуктов в систему транспорта и хранения.
1.8. Защита нефтепроводов от чрезмерно высоких давлений
Как уже отмечалась выше, при внезапной остановке одной из промежуточных насосных станций возникает волна повышенного давления, которая со скоростью звука в нефтепродукте движется к предыдущей насосной станции и суммируется с развиваемым ею давлением. При этом суммарное давление в трубопроводе вблизи предыдущей насосной станции может значительно превысить рабочее, что является недопустимым по условию прочности труб. Как показывает опыт эксплуатации магистральных трубопроводов, разрыв труб вследствие черезмерно высокого давления, возникающего при внезапной остановке промежуточной насосной станции, в большинстве случаев происходит на расстоянии 20-40км после предыдущей станции, где суммарное давление может превысить допустимую величину, прежде чем волна повышенного давления достигнет самой предыдущей насосной станции и наней сработает система защиты по максимальному давлению.
Аварии магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, связанных с разрывом труб, наносят значительный ущерб народному хозяйству вследствие нарушения нормальной работы нефтеперерабатывающего завода или нефтяного промысла и перебоев в снабжении потребителей нефтепродуктами или нефтеперерабатывающих заводов нефтью. Кроме того, при разрыве труб происходит утечка нефтепродуктов или нефти, а также загрязнение водоемов и почвы вблизи места аварии, чем наносится существенный ущерб окружающей среде.
Предотвратить возможность возникновения в магитсральном трубопроводе с промежуточными насосными станциями чрезмерно высокого давления при внезапном отключении промежуточной насосной станции можно при их работе «из насоса в насос» следующими способами:
1. созданием волны пониженного давления, идущей навстречу волне повышенного давления;
2. гашением волны повышенного давления в месте ее возникновения или уменьшением крутизны фронта такой волны.
Волна пониженного давления создается путем посылки сигнала по линии связи с остановленной насосной станции на предыдущую насосную станцию для отключения на ней одного или нескольких насосных агрегатов. При этом от предыдущей насосной станции навстречу волне повышенного давления будет двигаться волна пониженного давления, и при встрече эти волны давления будут взаимно гаситься.
В результате такого взаимодействия на участке нефтепровода перед предыдущей насосной станцией опасного повышения давления не произойдет. Однако при этом может возникнуть необходимость отключения отдельных насосных агрегатов на нескольких предыдущих насосных станциях, так как отключение агрегатов на одной из них создаст волну повышенного давления по направлению к следующей предыдущей станции и опасность чрезмерного повышения давления на ней.
Система создания встречной волны пониженного давления включает:
- устройство для формирования сигнала о возникновении опасных возмущений давления (например, при внезапной остановке насосной станции или отказе системы дросселирования);
- линию связи с предыдущей и последующей насосными станциями;
- устройство для отключения одного или нескольких насосных агрегатов при поступлении сигнала.
Система создания волны пониженного давления (система «Волна») применена на отдельных участках нефтепровода «Дружба». Для формирования сигнала в этой системе применен специально разработанный датчик опасных возмущений (ДОВ), который выдает сигнал лишь при большой скорости нарастания давления (на 1,0 – 1,2 Мпа за 5-5 с). Сигнал по специальной линии связи поступает на предыдущую насосную станцию в систему местного автоматического управления, которая отключает один или несколько насосных агрегатов. Сигнал на отключение насосной станции может передать также диспетчер при наличии на нефтепроводе соответствующей системы телемеханики.
При проектировании и эксплуатации системы, создающей волну пониженного давления для защиты нефтепроводов от чрезмерно высоких давлений при внезапной остановке промежуточных насосных станций, необходимо уметь рассчитать число насосных агрегатов, которые надо отключать на предыдущей насосной станции, чтобы не допустить опасных давлений, а также определить, как при этом изменится пропускная способность нефтепровода и на каких еще насосных станциях может потребоваться отключение насосных агрегатов.

 

 


2. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
2.1. Характеристика магистрального нефтепровода как объекта автоматизации
К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью более 50 км, предназначенные для транспортировки нефти из района добычи на предприятия по ее переработке, а также на железнодорожные, речные и морские пункты налива. Магистральный нефтепровод состоит из линейной части, головной и промежуточных станций, системы подводящих и отводящих трубопроводов диаметром более 500 мм и наливных пунктов. Магистральный трубопровод является весьма удобным для автоматизации объектом, что определяется простотой основного технологического процесса, заключающегося в непрерывной перекачке заданного объема нефти по трубопроводу с поддержанием в допустимых пределах давлений на нагнетании и всасывании в зависимости от установленного режима при минимальном суммарном расходе энергии на перекачку.
Режим работы магистрального нефтепровода определяется режимом работы перекачивающих станций: «через емкость», «с подключенной емкостью» и «без емкости». При режиме «через емкость» поступающая на станцию нефть подается в один или несколько резервуаров станции, а закачиваемая в трубопровод забирается в это же время подпорной насосной из другого резервуара или группы резервуаров. Этот режим применяется обычно на головных станциях, где отсутствуют средства измерения объема, массы и качества нефти, вследствие чего количество и качество поступающей и откачиваемой нефти определяются по измерениям в резервуарах. При этом режиме работы на станции должно быть большое число резервуаров с громоздкой и дорогой трубопроводной обвязкой и сложными манифольдами задвижек.
При режиме «с подключенной емкостью» основной поток нефти, поступающей из трубопровода на прием станции, подается непосредственно на всасывание подпорной насосной, а в резервуары или из них поступает только количество нефти, равное разности между потоками до и после станции. При таком режиме на станции нет необходимости иметь большое число резервуаров, значительно упрощается трубопроводная обвязка, уменьшаются потери паров нефти из-за «больших дыханий», существенно уменьшается расход на перекачку, сокращается также численность обслуживающего персонала.
При режиме «без емкости» («из насоса в насос») весь поток из трубопровода на приеме станции поступает на всасывание, обвязка предельно упрощается. Этот режим применяется на промежуточных станциях, где не требуется иметь емкость для приема нефти от потребителя при аварийных ситуациях на магистральном трубопроводе или на этой станции. Недостатком режима «из насоса в насос» является снижение пропускной способности магистрального трубопровода на участке перед станцией, работающей на этом режиме, по сравнению с работой при наличии емкости, поскольку на всасывании основной насосной станции нельзя снижать ниже минимального допустимого по условиям кавитации насосных агрегатов. Снижение пропускной способности нефтепроводов больших диаметров при этом доходит до 10% по сравнению с работой станций на режиме «через емкость» или «с подключенной емкостью».
Для обеспечения максимальной пропускной способности трубопровода при минимальном объеме емкостей на промежуточной станции могут применяться технологические схемы, обеспечивающие ее работу как в режиме «из насоса в насос», так и «с подключенной емкостью», с автоматическим переключением с одного режима на другой в зависимости от заполнения емкости. Эффективность такой комплексной технологической схемы особенно велика при применении телемеханики, когда диспетчер магистрального нефтепровода может быстро изменять режим работы станции, обеспечивая оптимальный режим работы нефтепровода в целом.
Линейная часть нефтепровода состоит из собственного трубопровода с установленными на нем задвижками на всем протяжении, исключая территории перекачивающих и наливных станций. К линейной части относятся также устройства защиты трубы от почвенной коррозии и разрушающего действия блуждающих токов и линии связи, простирающиеся вдоль магистрали. Магистральные нефтепроводы сооружают из труб высококачественной легированной стали диаметром 500-1200 мм. Давление на каждом участке трассы трубопровода зависит как от режима перекачки, так и от профиля местности. Наивысшее давление обычно бывает со стороны нагнетания перекачивающих станций, а также в наиболее низких местах трассы. Линейная часть – наиболее дорогая и ответственная часть магистрального нефтепровода. Аварии на линейной части (порывы и утечки из трубопровода) могут привести к огромным потерям нефти, загрязнениям водоемов, гибели посевов и лесных угодий. Аварийные внеплановые остановки и перекачки снижают также экономические показатели работы трубопровода и вызывают серьезные нарушения нормальной работы многих важнейших предприятий народного хозяйства, в частности предприятий нефтехимии, автомобильного транспорта и т.д. Поэтому при автоматизации предъявляются жесткие требования к надежности применяемых систем, устройств и отдельных приборов.
Головная станция предназначена для приема нефти с нефтепромыслов и закачки ее в трубопровод. Для непрерывного приема нефти с нефтепромыслов в случае неисправности магистрального нефтепровода, а также для оптимального режима работы на головной станции предусматривают специальные емкости (резервуары). По возможности головные станции располагают на площадках центральных пунктов подготовки нефти на нефтепромыслах, что дает возможность совместного использования промыслового резервуарного парка и вспомогательных сооружений. Товароучетные операции приема нефти от нефтепромыслов (контроль качества, объема и массы нефти) могут проводиться как на головной станции магистрального нефтепровода, так и непосредственно на нефтепромыслах. Головные перекачивающие станции характеризуются производительностью, типом и мощностью установленного оборудования, числом и производительностью поставщиков, числом резервуаров и суммарной вместимостью резервуарного парка, видом энергоснебжения. На головных станциях осуществляются временное хранение, учет количества и качества нефти, а также при необходимости смешивание нефтей нескольких сортов. На приеме головной станции (рис. 1) по числу подающих нефтепроводов устанавливаются камеры 1-3 приема скребков-очистителей и фильтры-грязеуловители 4-6. Очищенная от грязи и механических примесей нефть поступает в камеру счетчиков 7, где учитывается поступившая от каждого поставщика отдельно масса нефти. С камеры счетчиков нефть поступает в распределительный коллектор 8, предназначенный для направления нефтяных потоков к свободным емкостям резервуарного парка 9. Для предотвращения попадания грязи и механических примесей из резервуарного парка в магистральный трубопровод на всасывании подпорных агрегатов 11 устанавливаются фильтры 10. Подпорные агрегаты, размещаемые под нижним уровнем жидкости в резервуарах, обеспечивают откачку нефти из резервуаров и создание необходимого подпора на приеме основных агрегатов 12. На выходе основных перекачивающих агрегатов устанавливают 13, поддерживающий параметры перекачки в заданных пределах. На нагнетании перекачивающей станции монтируется площадка 14 пуска скребка-очистителя.
Перекачивающие насосные обеспечивают движение нефти по трубопроводу. Число перекачивающих станций (НПС) и расстояние между ними определяются расчетным путем и зависят от многих факторов, основными из которых являются максимальная пропускная способность магистрального трубопровода при минимальных затратах на его строительство, а при эксплуатации – затратами на перекачку по нему 1 т нефти. При размещении перекачивающих станций учитываются такие параметры линейной части, как максимально допустимые давления в трубопроводе, его диаметр, свойства перекачиваемой нефти, рельеф местности, эксплуатационно-технические характеристики перекачивающих агрегатов и другие факторы.

 

 

Рисунок 1. Блок схема головной насосной станции
В перекачивающих насосных обычно устанавливают три-четыре однотипных магистральных насосных агрегатов, один из которых является резервным. Каждый агрегат, как правило, состоит из центробежного насоса с приводом от высоковольтного электродвигателя. Помещение, где размещаются насосные, относится к взрывоопасным, поэтому либо выбирают электродвигатели насосных агрегатов по взрывозащищенном исполнении и устанавливают их в общем помещении с насосами, либо применяют электродвигатели в нормальном исполнении и устанавливают в отдельном помещении, отгороженном от помещения насосов герметичной стеной. Трубопроводная обвязка магистральных насосов предусматривает в большинстве случаев их последовательное соединение. На всасывании и нагнетании каждого насоса устанавливается задвижка, а параллельно насосу – обратный клапан, чтобы при остановке насоса и перекрытии его задвижек поток нефти автоматически направлялся по обводному трубопроводу к следующему насосу или в магистральный нефтепровод. В результате параллельно насосам создается обводной трубопровод насосной с обратными клапанами (коллектор насосной). В конце этого коллектора со стороны нагнетания монтируются регулирующие дросселирующие органы системы автоматического регулирования давлений на всасывании и нагнетании насосной.
Технологическая схема промежуточной нефтеперекачивающей насосной, работающей в режиме «из насоса в насос», изображена на рис. 2. Поток жидкости, поступающей на станцию, попадает в камеру приема и пуска скребка. При закрытых задвижках 3 и 35 перекачивающая станция отключена от магистрали и поток жидкости, пройдя задвижки 2 и 36 и обратный клапан 22, транзитом направляется в магистральный трубопровод. Задвижки 1 и 37 служат соответственно для приема и пуска скребков-очистителей. На всасывающей части НПС устанавливаются фильтры-грязеуловители 27, 29, 31, 33, предотвращающие попадание механических примесей в перекачивающие агрегаты. Для очистки фильтров предусмотрены дренажная линия и задвижки 23, 24, 25, 26, 28, 30, 32, 34.

 

 

 

 

Рисунок 2. Технологическая схема промежуточной нефтеперекачивающей насосной
I- площадка приема и пуска скребка; II - площадка с фильтрами-грязеуловителями; III – перекачивающая насосная; IV – коллектор общестанционный; V- камера регуляторов; VI – резервуары-сборники утечек; VII - насосы системы откачки утечек; VIII – система охлаждения масла
После фильтров-грязеуловителей поток нефти направляется в общестанционный коллектор, оборудованный обратными клапанами 11,14,17, 20 и агрегатными задвижками 40,12,13,15, • 16, 18, 19, 21.
Агрегатные задвижки позволяют отключать, или подключать агрегаты 4, 5, 6, 7 к общестанционному коллектору. Обратные клапаны предохраняют агрегаты от работы «на себя». В камере регуляторов обычно устанавливают не менее двух регуляторов давления (один – резервный), предназначенных для регулирования технологических параметров в заданных пределах. Из камеры регуляторов поток жидкости через задвижку 3 по магистральному трубопроводу направляется к следующей НПС. Для сбора утечек самотеком устанавливают под землей резервуары – сборники утечек 39, 40. При резервуарах размещается камера задвижек с фильтрами и обратным клапаном, который вместе с насосами откачки утечек 8, 9 не допускает заполнения резервуаров из магистрали. Нагнетательный патрубок насосов откачки присоединяется к всасывающему трубопроводу НПС. Масло, подаваемое на подшипники перекачивающих агрегатов, охлаждается в теплообменниках 38, по которым при помощи специальных насосов перекачивается нефть.
Система охлаждения предохраняет основные электродвигатели от перегревания. Если в качестве охлаждающего реагента привода принят воздух, сооружаются специальные камеры вентиляторов с оборудованием для очистки воздуха от пыли, регуляторами температуры и давления. Избыточное регулируемое давление воздуха в корпусе электродвигателя предотвращает попадание паров нефти или нефтепродуктов и образование взрывоопасных смесей.
При перекачке нефти и нефтепродуктов не всегда удается полностью исключить выделение паров нефтепродуктов, которые вместе с воздухом образуют взрывоопасные смеси. Поэтому здания насосных оборудуются системой принудительно приточно-вытяжной вентиляции, предназначенной для контроля и регулирования процентного содержания паров нефтепродуктов в атмосфере нефтенасосного помещения. Из этих же соображений насосный зал обогревается воздухом, подогретым в специальных теплобменниках – калориферных установках.
Наливные станции, промежуточные и конечные, предназанчены для приема нефти из магистрального трубопровода в резервуары его потребителей. В зависимости от назначения данного трубопровода потребителями могут быть нефтеперерабатывающие заводы, железнодорожные цистерны, речные или морские танкеры или другой магистральный трубопровод. Возможна работа трубопровода на несколько различных по своим характеристикам и технологическим особенностям потребителей.
Несмотря на значительную рассредоточенность перекачивающих станций при оперативном управлении, магистральный трубопровод должен рассматриваться как единый технологический комплекс. Это объясняется значительной зависимостью работы любого участка трубопровода от работы других участков. Более или менее автономная работа отдельных участков наблюдается только на магистральных нефтепроводах, промежуточные станции которых оборудованы технологическими резервуарами. Однако и в этом случае автономная работа отдельного участка возможна только в течение ограниченного промежутка времени, который определяется пропускной способностью трубопровода и запасами нефти в резервуарах предыдущего участка или объемом свободной емкости последующего участка.
На магистральных трубопроводах, обвязанных по схеме «из насоса в насос», взаимовсязь работы отдельных участков носит еще более выраженный характер, поскольку в этом случае отсутствуют резервуары на промежуточных станциях. Волна возмущения, возникнув на одном из участков, может распространиться по обе стороны этого участка, достигнуть начальных и конечных пунктов магистрального трубопровода. Такой нефтепровод с позиций оперативного управления необходимо рассматривать как единый гидравлический комплекс.

2.2. Автоматическая защита нефтепроводов от перегрузок
В процессе перекачки нефти нефтепровод может испытывать превышающие устанавливаемые режимом его эксплуатации максимальные и минимальные давления. Эти перегрузки могут привести к аварии магистрального нефтепровода и оборудования, установленного на всех перекачивающих станциях. Резкие изменения давления в магистральном нефтепроводе могут быть следствием изменения режимов перекачки, порывов трубопроводов и аварийных отключений перекачивающих станций.
Автоматическая защита нефтепроводов и насосных станций от резких изменений давления осуществляется на насосных станциях следующими способами:
- отключением агрегатов при достижении давления, превышающего допустимое по условиям работы трубопровода и оборудования;
- автоматическим регулированием давления;
- применением методов снижения крутизны фронта возникающей волны повышения давления.

Автоматическая защита насосной станции по давлениям.
Эта защита предусматривает отключение агрегатов при достижении максимально допустимого давления на нагнетании и минимального – на всасывании. В качестве сигнализаторов в схемах автоматической защиты применяют взрывозащищенные контактные манометры ВЭ-16РБ или МШ-IV. Эти приборы имеют по два сигнальных контакта разрывной мощностью 10 В-А (ВЭ-16 РБ) и 40 В-А (МШ-IV). Класс точности приборов 1, 6, погрешность срабатывания сигнальных устройств 2,5 %. Контакты приборов защиты по аварийным давлениям действуют непосредственно на промежуточное реле аварийного отключения насосной станции.
Первая ступень защиты по предельным давлениям при срабатывании обеспечивает отключение только одного насосного агрегата. Если в результате срабатывания системы после кратковременного снижения давление вновь будет повышаться, система отключит еще один агрегат. Таким образом, поочередно могут быть отключены все агрегаты. Поочередное отключение позволяет сохранить в работе часть агрегатов станции.
Для облегчения условий последующего запуска поочередное отклонение предусматривается, начиная с первых агрегатов по потоку нефти. Защита по минимальным давлениям на всасывании предусматривает наличие выдержки времени для предотвращения ложного срабатывания. Дело в том, что кратковременные снижения давления (8-12 с) на всасывании возможны при прохождении воздушной пробки или при переходных процессах, связанных с включением соседних агрегатов на этой станции или отключением агрегатов на предыдущей.
При наладке схемы защиты существенным является правильный выбор значений настройки сигнализаторов давлений. Неправильная настройка может привести либо к неоправданным отключениям, либо к появлению опасных давлений, приводящих к аварии. Из-за погрешностей приборов и их сигнальных устройств каждый прибор может работать внутри какой-то зоны давлений. Это надо учитывать при настройке последовательности срабатываний защит.
Автоматическое регулирование давлений. Задачей автоматического регулирования давления является обеспечение поддержания регулируемого параметра на заданном уровне. Регулирование давления в магистральном нефтепроводе можно осуществлять одним из следующих способов; дросселированием потока, перепуском потока с нагнетания на всасывание и изменением частоты вращения насосов. Дросселирование потока заключается в создании искусственного сопротивления внутри потока, из-за чего увеличиваются потери на трение в дросселирующем органе и снижается давление после него (рис. 3, а). Потери энергии при дросселировании определяются значением расхода при перекачке Q и потерей напора при дросселировании ∆Ндр. Перепуск потока может осуществляться как у одного агрегата, так и у всей насосной установки, соединенной последовательно. Так как характеристика Q-H магистральных насосов близка к горизонтальной, то для небольшого снижения давления нагнетания (рис.3, б) требуется большой перепуск (большой расход), при котором потребляемая насосом мощность сильно возрастает. Из рис. 3 видно, что при регулировании дросселированием мощность, потребляемая насосом, больше, чем при регулировании перепуском, при перекачке одного и того же объема нефти.

 

 

 

 

 

 

 


Рисунок 3. График совмещенной характеристики перекачивающей насосной и трубопровода при регулировании дросселированием (а) и перепуском (б):
N – мощность, потребляемая насосной; - N0- мощность до регулирования; Nдр - мощность при регулировании дросселированием; Nпер – мощность при регулировании перепуском; Н0- напор, создаваемый насосной до регулирования; Ндр – напор при регулировании дросселированием; Нпер – напор при регулировании перепуском; ∆Н – потери напора при дросселировании; Q – расход при перекачке, Q0 - расход до регулирования; Qдр - расход при регулировании дросселированием; Qпер - расход при регулировании перепуском; ∆Q – расход перепуска.
Метод перепуска можеть быть применен при крутых характеристиках насосных агрегатов или в схемах, где невозможно дросселирование.
Возможность регулирования давления изменением частоты вращения насосных агрегатов обуловливаются зависимостью
Pper /P0 = (nper /n0)2, (2.1)
где P0 n0 – давление и частота вращения в расчетном режиме Pper и nper - давление и частота вращения в режиме регулирования. Для насосов с электроприводом регулирование частоты вращения может быть получено применением промежуточной регулирующей гидромуфты или специального двигателя с регулируемой частотой вращения.
Критерием выбора метода регулирования являются наименьшие затраты на перекачку с применением данного метода регулирования. В условиях нефтепроводов необходимость ограничения давления в статических режимах составляет по времени не более 3-5% от общей продолжительности перекачки и глубина регулирования – не более 10-25% от дифференциального напора, развиваемого одним агрегатом. При указанных ограничениях наиболее экономичным по суммарным затратам является метод дросселирования, получивший наибольшее распространение. При этом регулирующий орган устанавливают на нагнетании насосной, что обеспечивает регулирование как давления нагнетания, так и всасывания насосной.

 

 

 

 

 


Рисунок 4. Схема регулирования давлений
На рисунке 4 изображена схема регулирования давлений. На привод регулирующего органа 1 поступает сигнал от регулятора давления на всасывании 3 или нагнетании 5. Регуляторы сравнивают значения измеряемых давлений с заданием от задатчиков давления на всасывании 6 и нагнетании 7 и при рассогласовании подают командный импульс на исполнительный механизм регулирующего органа. Для контроля давления на трубопроводе устанавливаются манометры 2 типа МП-П2. Выходной пневмосигнал, пропорциональный измеряемому давлению, подается на пропорционально-интегрально-дифференциальный регулятор. В регуляторе давление трубопровода рт сравнивается с величиной задания р3 .При рассогласовании на выходе регулятора появляется сигнал:
Рвых = k(рт - р3)+ 1/Т (рс - р3)dt+md (рт - р3 ) /dt (2.2)
где k=(1/D)100%; D – диаметр дросселирования; Т – постоянная времени;
m – время предварения;
Регулятор на нагнетании настраивается на прямую работу, т.е. выходной сигнал появляется при возрастании давления выше заданного и он увеличивается по мере роста рассогласования. Регулятор на всасывании настраивается на обратную работу, т.е. его выходной сигнал увеличивается при снижении давления ниже заданного. Сигналы от обоих регуляторов поступают на прибор селектирования большого сигнала 4 типа ПФ4/5-1, который повторяет на своем выходе больший из имеющихся на входе сигналов.
Защита трубопроводов от перегрузок при переходных процессах. Такие перегрузки возникают в магистральных нефтепроводах, работающих при режимах перекачки «из насоса в насос». В этих условиях при отключении одного или нескольких насосов на промежуточной станции возникает волна повышения давления в направлении предыдущей станции и понижения – в сторону последующей. При распространении волны повышения давления в отдельных точках трассы трубопровода могут возникнуть перегрузки, превышающие предельно допустимые. Местоположение опасных точек зависит от диаметра трубопровода, скорости перекачки, расстояния между станциями и других факторов. Локальная система автоматического регулирования на станции не в состоянии предотвратить динамическое повышение давления в трубопроводе. Значение перегрузки повышается при увеличении диаметра трубопровода. Поэтому для всех трубопроводов диаметром 720 мм и более следует рассматривать необходимость применения устройств защиты трубопровода от волн повышения давления, возникающего при внезапной остановке станции. Расчет следует выполнять на худший случай: одновременное отключение всех трех агрегатов на насосной станции. Такое отключение может произойти из-за исчезновения электроэнергии.
Снижение возникающих перегрузок до допустимых значений возможно двумя способами. Первый способ заключается в создании со стороны предыдущей станции встречной волны снижения давления путем мгновенного снижения развиваемого давления при возникновении волны на последующей станции. Если встречная волна достигнет опасной точки раньше, чем к ней подойдет волна повышения давления, то суммарное давление не превысит допускаемого. Встречная волна может быть создана благодаря отключению одного из агрегатов на предыдущей станции или частичному дросселированию потока на ней. Существует специальное устройство – датчик опасных возмущений (ДОВ), который при резком повышении давления за короткий промежуток времени (1-1,2 Мпа за 5-6 с) дает сигнал на предыдущую станцию. С приходом этого сигнала на насосной происходит соответствующее отключение агрегата или установки регулятора давления на нагнетании. Если такой сигнал поступит на предыдущую станцию через 15-20 с после отключения, то перегрузки в трубопроводе не возникнут.
Второй способ заключается в искусственном поддержании потока в трубопроводе путем сброса части его в емкость при остановке перекачивающей станции. Сущность процесса заключается в следующем: к трубопроводу на всасывании насосной подключается емкость, доступ потока в которую при установившемся режиме герметично перекрыт. При отключении насосной станции поток начинает поступать в емкость, вследствие чего нарастание давления на всасывании насосной происходит медленно. Поскольку основное нарастание волны повышения давления происходит в первые 3-4 с, применяемые защитные устройства должны обеспечить полное открытие сливного трубопровода и пропуск максимального расхода практически мгновенно.
2.3. Закономерности изменения давления в нефтепроводе
2.3.1 Изменение давления по длине нефтепровода
При расчете трубопроводов для совместного движения жидкости и газа используются эмпирические и полуэмпирические формулы, допускающие осреднение переменных величин. В частности, приходится осреднять давление, от которого зависит плотность газа, истинное газосодержание, скорость смеси и другие переменные величины двухфазного потока, влияющие на гидравлические потери. Поэтому большое значение имеет способ осреднения давления на расчетном участке трубопровода. Известно, что при движении жидкости в трубопроводе по его длине изменяется по закону прямой линии, поэтому среднее давление принимается равным среднеарифметическому значению давления в начале р1 и в конце р2 трубопровода:
Рср = (р1 + р2)/2 (2.3)
При движении газа вследствие его расширения потери давления на единицу трубопровода непрерывно увеличиваются, и давление в нефтепроводе изменяется по параболической кривой. Поэтому среднее давление в нефтепроводе больше среднеарифметического значения и определяется по формуле
Рср = 2/3 (р1 + р2 2/р1 + р2) (2.4)
Достоверных данных о законе распределения давления в трубопроводе при движении газожидкостных систем пока нет. Вывести этот закон аналитическим путем не представляется возможным из-за сложности интегрирования исходных дифференциальных уравнений. Другая сложность состоит еще в том, что закономерность изменения давления по длине нефтепровода не является постоянной и зависит от направления движения потока и его структурной формы.
Закономерность изменения давления в нефтепроводе при пробковой структуре потока, которая является наиболее распространенной формой, можно проследить по экспериментальным кривым зависимости перепада давления от скорости движения смеси при постоянном объемном газосодержании для горизонтального и негоризантального движения газонефтя-
ной смеси. При движении газонефтяной смеси объемное количество газа, приходящееся на единицу объема нефти, непрерывно увеличивается
вследствие выделения из нефти и расширения газа в связи с уменьшением

 

 

 

 

Рисунок 5. Характер распределения давлений по длине нефтепровода (Qж =const).
1 - ∆р/L = f (Qr); 2 – p = f (L); а – горизонтальный трубопровод; б – восходящий трубопровод; в – нисходящий трубопровод.
давления, а объем нефти практически не изменяется. Поэтому кривые ∆рсм / L=f (νсм) построены таким образом, что градиенты давления представлены в зависимости от объемного расхода газа Qr при постоянном расходе нефти. Такие зависимости для горизонтального, восходящего и нисходящего участков трубопровода показаны на рис. 5. С помощью кривых 1 построены кривые 2, показывающие характер изменения давления по длине трубопровода. Из графика, показанного на рис. 5, видно, что при горизонтальном и восходящем движении газонефтяной смеси давление по длине трубопровода уменьшается. Однако, если при горизонтальном движении среднее давление газонефтяной смеси в трубопроводе и на любом его участке всегда больше среднеарифметического значения, то при восходящем движении оно может быть в начале трубопровода в общем случае меньше, где-то по пути движения потока равно и в конце (на конечном участке) трубопровода – больше среднеарифметического значения. При нисходящем движении среднее давление обычно больше среднеарифметического, но давление по длине трубопровода может увеличиваться (при низких скоростях пробкового течения смеси), уменьшаться (при высоких скоростях пробкового течения смеси) или оставаться примерно постоянным (при раздельном течении смеси), как это показана на рис. 5. Однако эти закономерности изменения давления не обязательны для всех трубопроводов. Так, в восходящем трубопроводе кривая изменения давления может не иметь перегиба, а в зависимости от скорости движения смеси в начале и в конце трубопровода быть вогнутой, прямой или выпуклой. Это также относится и к работе горизонтальных и нисходящих нефтепроводов. Закономерности изменения давления, показанные на рис. 5 подтверждаются опытными данными, полученными на действующих нефтепроводах большой длины.

2.3.2 Пульсация давления в нефтепроводе
Некоторые режимы течения газожидкостных смесей характеризуются сильной пульсацией давления. Пульсация давления в трубопроводе нежелательна, так как она вызывает вибрацию оборудования, нарушает работу контрольно-измерительных приборов, ухудшает процесс сепарации нефти. Для борьбы с пульсацией необходимо иметь данные об условиях, при которых она наблюдается, и основных закономерностях ее изменения. Как известно, пульсация давления определяется амплитудой и частотой. Амплитуда А – это разность между максимальным и минимальным значениями давления в данной точке трубопровода А = рmax – рmin, а частота ω (в 1/сек) – число колебаний давления в единицу времени, т.е. величина, обратная прмежутку времени Т между соседними максимальными (или минимальными) значениями давления: ω=1/τ.
К настоящему времени имеется сравнительно небольшое число работ по изучению пульсации давления, посвященные движению воздуховодяных и пароводяных потоков в трубах малого диаметра (до 0,1 м).
Н.И.Семенов, исследуя движение воздуховодяной смеси в трубах, получил графические зависимости частоты и амплитуды пульсации от объемного газосодержания смеси В. Согласно этим зависимостям частота и амплитуда пульсаций с ростом газосодержания смеси сначала увеличиваются, достигают максимальных значений, а затем убывают до нуля при В = 1. Максимальное значения частоты пульсации наблюдались при В = 0,2 : 0,25, а амплитуды пульсации при В = 0,85 : 0,9. С ростом скорости смеси до определенной величины частота и амплитуда пульсации возрастают. Амплитуда пульсации также возрастает с увеличением диаметра трубопровода. В работах показана связь пульсаций давления со структурными формами и основными параметрами воздуховодяного потока. Однако истинные закономерности пульсаций давления и их природа окончательно еще неясны даже для воздуховодяного потока. Слабо изучены пульсации давления в трубах большого диаметра при движении газонефтяных смесей. Поэтому ниже будут приведены результаты наших наблюдений за пульсациями давления в горизонтальных и наклонных трубах промыслового стенда и промысловых нефтепроводах диаметром 0,5 м.
Пульсация давления в трубопроводах имеет весьма сложную природу и является следствием наложения одних возмущений на другие. Анализируя опытные данные и учитывая современные представления о физической сущности пульсации давления, можно выделить два основных вида: высокочастотные микропульсации и низкочастотные макропульсации.
Существование высокочастотных пульсации связано со структурой двухфазного потока. При раздельной структуре относительная скорость движения нефти вызывает появление на поврехности жидкости гравитационных волн. Следовательно, амплитуда и частота пульсации давления должны быть связаны с амплитудой и частотой прохождения волн. При пробковой структуре пульсация давления возникает в результате образования области пониженного давления за газовой пробкой при обтекании ее жидкостью. Поэтому амплитуда и частота пульсации давления должны быть связаны с относительной скоростью газовых пробок и частотой их прохождения в данном сечении.
Как при раздельной, так и при пробковой структурах с ростом скорости смеси относительная скорость фаз увеличивается и, следовательно, повышается пульсация давления. В то же время частота пульсации уменьшается вследствие снижения частоты прохождения волн и газовых пробок. При переходе в пленочно-дисперсную и эмульсионную структуры за счет уменьшения относительной скорости и дробления фаз амплитуда пулсации снижается, а частота увеличивается. Поэтому на пульсацию давления некоторое влияние оказывают физические свойства нефти и жидкости. Лабораторные исследования показали, что амплитуда пульсации давления уменьшается с понижением поверхностного натяжения на границе «газ – жидкость» и с увеличением плотности газа. Повышение плотности жидкости (при прочих равных условиях) приводит к возрастанию амплитуды пульсации, а вязкость жидкости на амплитуду пулсации практически не влияет (рисунок 6).
Возникновение низкочастотных макропульсаций обусловлено совершенно иными физическими явлениями. Существование таких пулсаций отмечается во всех экспериментальных исследованиях вне зависимости от размеров и геометрии опытных установок вплоть до промысловых трубопровод.

 

 

 

 

 


Рисунок 6. Влияние физических свойств жидкости на амплитуду пульсации давления.
1 – Frж = 0,28; 2 - Frж = 0,64; 3 - Frж = 1,42; 4 – вода – воздух;
5 – υж = 4,45 • 10-6 м2/сек; ρж = 1020 кг/м2 ; ơ = 31 * 10-3 н/м;
6 - υж = 4,45 * 10-6 м2/сек; ρж = 1210 кг/м2 ; ơ = 62,5 • 10-3 н/м;
В настоящее время пока трудно объяснить природу и причины появления таких пульсаций давления. Наблюдения за движением смесей показывает, что они связаны с накоплением жидкости в трубопроводе и периодическим ее выбросом потоком газа. Механизм накопления жидкости в трубопроводе весьма сложен и не имеет еще удовлетворительного объяснения.
Учитывая, что для промысловой практики особый интерес представляют низкочастотные пульсации давления, как имеющие значительно более высокую амплитуду, чем высокочастотные, ниже будут рассмотрены только низкочастотные колебания (макропульсации).
Заметные макропульсации возникают при раздельно-волновой структуре, которые довольно четко прослеживаются на фоне высокочастотных колебаний, причем с увеличением Frсм амплитуда пульсации возрастает.

2.3.3. Изменение давления в нефтепроводе при его пуске
Движение газожидкостных систем по трубопроводам в процессе их пуска пока не изучена. Поэтому нет четкого представления, как будет изменяиться давление и как быстро наступает установившееся движение. Оценка пускового давления представляет определенный интерес, так как в случае превышения его над рабочим давлением необходимо предусмотреть специальные меры по его снижению. Вследствие малого числа опытных данных и сложности явлений, наблюдающихся при пуске трубопроводов, особенно в условиях пересеченной местности, в настоящее время еще нет соответствующего метода расчета. В этой связи приводятся опытные данные, полученные на трубопроовдах Прорва –Каратон объединения Казахстаннефть и Брагуны – Хаян-Корт объединения Грознефть, которые могут быть использованы для ориентировочной оценки пускового давления трубопроводов, работающих в аналогичных условиях.
Характер повышения давления в трубопроводе, его величина и продолжительность пуска изучались на трубопроводе Прорва – Каратон при следующих условиях.
1. Перед пуском трубопровод заполнялся нефтью. При пуске расход газонефтяной смеси составлял 5850м3/сутки.
2. Перед пуском часть трубопровода длиною 20 км заполнялась газожидкостной смесью, а остальные 63 км – нефтью. Пуск осуществлялся газонефтяной смесью с расходом 4300м3/сутки.
Трубопровод Брагуны – Хаян-Корт перед пуском был заполнен газонефтяной смесью рабочего состава и пускался этой же смесью с расходом 12200м3/сутки. Наблюдение велось за давлениями вначале и по длине трубопроводов, за расходами нефти и газа на концевой сепарационной установке. За пусковое давление принимались максимальное давление в трубопроводе, возникающее в процессе его пуска, а за пусковой период – отрезок времени от начала пуска до появления этого давления. Было замечено, что по мере продвижения газонефтяной смеси давление в трубопроводе плавно нарастало, достигало максимального значения, после чего несколько падало и затем опять поднималось до уровня, соответствующего установовившемуся движению газонефтяной смеси с данным расходом.
В трубопроводе Прорва – Каратон, который перед пуском был заполнен нефтью, момент возникновения максимального давления совпадал и с появлением газа на концевой сепарационной установке.

 

 

 

Рисунок 7. Изменение давления в трубопроводе Прорва-Караток в процессе его пуска.
Как видно из рисунка 7, полная стабилизация давления в трубопроводе наступает значительно позже появления пускового давления. Превышение пускового давления над рабочим ссотавила от 7 до 15 %.
Таким образом, при пуске трубопровода возможно превышение пускового давления над рабочим. Если пусковое давление оказывается выше допустимого для данного трубопровода, то необходимо предусматривать соответствующие мероприятия по его снижению, которое можно осуществить в зависимости от профиля трубопровода постепенным увеличением расхода газонефтяной смеси и с помощью зачистки трубопровода резиновыми шарами и продувкой газом.

2.4. Методы обнаружения аварийных утечек в нефтепроводах
2.4.1 Аналитическое определение места аварийной утечки
При появлении аварийной утечки в трубопроводе изменялся напор и расход на насосной станции и в конце трубопровода. По изменению параметров можно ориентировочно определить место аварийной утечки. Если насосная станция оборудована центробежными насосами, а трубопровод произвольного профиля имеет разность отметок ∆z, место утечки можно определить по формуле относительно безразмерного расстояния х/1:
x/l = (l-(Q2 /Q0 )2-m - (δн/1-∆z/Н0))) / ((1+ δн/ (а/ Н0- 1)) – (Q2 /Q0 )2-m (2.5)
Из выражения (2.5) следует, что при определении места утечки, кроме относительного изменения напора на насосной станции о// и изменения расхода в конце трубопровода Q2 /Q0 , необходимо знать гидравлический режим течения продукта в трубопроводе (показатель m)/
В случае горизонтального трубопровода (∆z/Н0=0) место утечки будет определяться по формуле:
x/l = ((l- δн- (Q2 /Q0 )2-m)) / ((1+ δн/ (а/ Н0-1)) – (Q2 /Q0 )2-m (2.6)
определение места утечки по изменению расходов относительно расстояния х/1:
x/l=(((l-(Q2 /Q0 )2-m-В[(Q1 /Q0 )2-m –1])) / (((Q1 /Q0 )2-m-(Q2 /Q0 )2-m ))) (2.7)
где В= [a(H0-1)]/(1--∆z Н0)/
В этом случае для определения места утечки необходимо замерить расход нефтепродукта Q0 при нормальной работе трубопроовда и расходы Q1 и Q2 после появления аварийной утечки. Напор Н0 можно определить по характеристике насосной станции для заданного или измеренного значения расхода.
Достоинство рассмотренных методов состоит в том, что они не требуют определения величины утечки, которая практически может быть определена как разность измеренных расходов Q1 и Q2. Если утечка невелика, то, как известно, при определении разности двух больших величин фактическая погрешность может быть весьма большой, что приведет к ошибке при определении расстояния до места утечки. При аварии в произвольной точке трубопровода изменение напора на насосной станции с поршневыми насосами аналитически выражается в виде:
δн- {1-x/1 [1-(Q2 /Q0 )2-m]-(Q2 /Q0 )2-m}(1- ∆z / Н0) (2.8)
Из последнего выражения можно определить относительное расстояние до места утечки:
x/l=((l-(Q2 /Q0 )2-m- δн ))/ 1- (Q2 /Q0 )2-m =1- δн / (1-Q2 /Q0 )2-m (2.9)
Таким образом, для определения места утечки при работе поршневых насосных станции необходимо иметь данные об изменении напора станции и изменении расхода в конце трубопровода. Как следует из приведенных соотношений, знания диаметра трубопровода и вязкости нефтепродукта в данном случае не требуется.
2.4.2 Методы измерении гидравлического уклона
Место аварийной утечки в нефтепроводе можно найти по величине гидравлических уклонов по длине трубопровода. Гидравлический уклон в трубопроводе может быть определен следующими способами: с помощью дифференциального манометра, измеряющего перепад давления на небольшом участке трубопровода (дифференциальный метод); по перепаду давления, который определяется по разности показаний манометров, установленных на определенном расстоянии друг –от друга (манометрический метод): с помощью измерения расхода в трубопроводе (метод дросселирования).

 

 

 

 


Рисунок 8. Измерение гидравлического уклона
Дифференциальный метод. Схема измерения гидравлического уклона при помощи дифференциального манометра представлена на рисунке 8, а. Длина участка трубопровода, на котором производится замер гидравлического уклона, выбирается в зависимости от чувствительности и пределов измерения дифференциального манометра, диаметра трубопровода и вида перекачиваемого продукта. Пределы измерения дифференциального манометра должны соответствовать перепаду на избираемой длине трубопровода.
При гидравлическом уклоне, например, равном 0,01, потеря напора на 1 м длины трубы составит 10 мм. Если взять замерный участок длиной 10 м, то перепад на нем составит 100 мм. Для измерения такого перепада может быть использован жидкостной или мембранный манометр с небольшими пределами измерения.
После подключения манометра к работающему трубопроводу в измерительной системе установится равновесие, из условий которого получается соотношение: il = = ∆h (p2 /p1 –l) (2.10)
где p1 и p2 - плотность продукта в трубопроводе и жидкости в дифференциальном манометре; ∆h – показание дифференциального манометра; l – длина запорного участка.
Из этого соотношения можно определить необходимую длину замерного участка трубопровода по известному гидравлическому уклону и паспортному пределу измерения дифференциального манометра. Абсолютная погрешность измерения гидравлического уклона данным способом зависит от абсолютной погрешности манометра и длины замерного участка:
∆i = ±(∆h1 /l) (p2 /p1 –l), (2.11)
где ∆i и ∆h1 - абсолютные погрешности измерения гидравлического уклона и дифференциального манометра.
Относительная погрешность измерения гидравлического уклона
Δ = ∆i / i (2.12)
Вводя относительную погрешность измерения, найдем выражение для определения необходимой длины замерного участка:
ℓ=(∆h1 /i δ) (p2 /p1 –l), (2.13)
Выпускаемые промышленностью жидкостные дифференциальные манометры марки ДТ дают предельную абсолютную погрешность измерения
∆h1 = ± 2мм.
Определим длину участка трубопровода, на котором необходимо измерять гидравлический уклон с относительной погрешностью +1% (δ = 0,01).
Номинальная величина гидравлического уклона равна i = 0,005; отношение плотностей жидкости в манометре и трубопроводе составляет p2 /p1 = 1,25;
ℓ=(2 / (0,005 * 0,01)) * (1,25 – 1) = 10м.
Таким образом, если в качестве рабочей жидкости дифференциального манометра принята вода, длина трубопровода должна быть не менее 10 м. При заполнении дифференциального манометра ртутью необходимая длина замеряемого участка значительно увеличится. По показаниям манометра ∆h гидравлический уклон в трубопроводе определяется по формуле:
i = (∆h / ℓ) (p2 /p1 –l), (2.14)
При полном разрыве трубопровода расстояние до места утечки можно определить по полученной величине гидравлического уклона и напора в начале трубопровода: L=H / i. (2.15)
Оценим точность определения растояния до места полного разрыва:
δ 1 = ± (δ н + δ h ), (2.16)
где δ н – относительная погрешность измерения напора в трубопроводе;
δh – относительная погрешность показания дифференциального манометра.
Если, например, напор определяется по показаниям манометра класса I (δ 1 = 0,01), относительная погрешность манометра
δh = 2 / i.ℓ (p2 /p1 –l) = 2*0,25 / 0,005 * 10000 = 0,01.
Здесь принята длина замерного участка ℓ=10 м, абсолютная погрешность манометра ±2 мм. Рабочая жидкость в манометре – вода. Таким образом, относительная погрешность опреления места полного разрыва составит
δ1 =±(0,01+0,01) =±0,02 или ±2 %.
Если утечка имеется на расстоянии 50 км, то абсолютная погрешность определения расстояния до нее: ∆L = = ±50*0,02 = ±1 км.
Манометрический метод. Схема измерения гидравлического уклона с помощью манометра представлена на рисунке 8,б. Гидравлический уклон вычисляется по разности известных напоров в начале и конце замерного участка:
i = (H1 – H2) / ℓ = (P1 +P2),/ ρgℓ. (2.17)
В данном случае абсолютная погрешность определения гидравлического уклона зависит от точности манометров и расстояния между ними:
∆i=(∆P1 + ∆P2 ) / l pg (2.18)
Из этого соотношения можно определить необходимую длину замеряемого участка: l =(∆P1 + ∆P2 ) / ipg (2.19)
Определим расстояние, на котором необходимо установить манометры, чтобы погрешность определения гидравлического уклона не превышала +1 % (δ=0,01).
Номинальная величина гидравлического уклона i=0,005. Манометры для измерения давления приняты класса I с верхним пределом измерения 100 кгс/см2 . Плотность нефтепродукта 800 кг/м 3. Абсолютная погрешность манометров ∆P1 = ∆P2 =100 *0,01 = 1 кгс/ см2 . Необходимое расстояние между манометрами:
l=2-9,81*104/0,005 * 800 * 9.81 = 5 км.
Таким образом, чтобы получить точность измерения гидравлического уклона не менее ±1 %, необходимо манометры класса I установить на расстоянии не менее 5 км. Если с помощью этого метода при указанных конкретных условиях определить место полного разрыва трубопровода, то точность будет такая же, как и при определении дифференциальным методом.
Метод дросселирования. Гидравлический уклон в случае применения метода дросселирования определяется по величине измеренного объемного расхода нефтепродукта в трубопроводе: i=kQ2-m . (2.20)
Точность определения гидравлического уклона будет зависеть от точности применяемого расходомера. Относительная погрешность определения гидравлического уклона:
∆ i / i = ± (2-m) ∆ Q|Q, (2.21)
где ∆ Q – абсолютная погрешность измерения расхода.
Из этого соотношения следует, что относительная погрешность определения гидравлического уклона примерно в два раза больше относительной погрешности изменения расхода нефтепродукта. Точность измерения гидравлического уклона может быть увеличена только путем применения более точных расходомеров. Гидравлический уклон на действующем трубопроводе может быть оперделен одним из описанных методов. Для более точного измерения гидравлического уклона следует сравнить точность каждого из методов.
Место частичного разрыва можно найти по величине гидравлических уклонов как в начале трубопровода, так и в конце его. Точка пересечения линии гидравлического уклона определит место утечки. Причем точность определения места частичного разрыва будет значительно ниже точности определения места полного разрыва.
2.4.3 Особенности определения мест утечек в горных условиях
При аварии гидравлический уклон трубопровода постоянного диаметра до места его разрыва больше, чем после разрыва.

 

 

 

 

 


Рисунок 9. График дистанционного определения места аварии нефте- и нефтепродуктопроводов в горных районах
Для определения мместа аварии на оси ординат профиля в соответствующем масштабе откладывается напор жидкости насосной станции Н, измеренный после аварии, когда снижение напора установилось (рисунок 9, а). Через полученную точку проводят линию гидравлического уклона i1. Затем от отметки конца трубопровода (точка k) проводят уклон i2 до пересечения с i1 в точке ∆. Точка ∆, перенесенная на профиль трассы трубопровода, укажет место аварии (точка 0).
В горных районах с многочисленными перевалами необходимо учитывать специфические условия работы трубопроводов и умело пользоваться данным методом определения аварии. Например, на рис. 9, б место аварии, найденное по пересечению уклонов i1 и i2, должно быть как будто в точке 0. Однако аварийная бригада в этом месте аварии не обнаружит. Это объясняется тем, что линия гидравлического уклона i2 пересекает перевал. Следовательно, за перевалом на участке nm произойдет разрыв сплошности потока нефти (нефтепровода) и линия гидравлического уклона изменит направление. На этом участке трассы нефть будет течь самотеком, неполным сечением. Вследствие этого, действительная линия гидравлического уклона i2 перед перевалом пройдет значительно выше (рис. 9, б, пунктир) и пересечет линию гидравлического уклона i2 в точке р. Перенеся точку р на профиль трассы трубопровода, получим действительное место аварии 0ф.
Аналогично можно определить место аварии и при большом количестве перевалов. При двух перевалах (рис. 9, в) место аварии, определенное по пересечению уклонов i1 и i2 , получается в точке 0. В действительности линия гидравлического уклона перед вторым перевалом пройдет по линии mn, а перед первым – по линии pn (на участках nm и nm – разрыв сплошности потока). Уклон i1 пересечет уклон i1 в точке ∆, и фактическое место аварии будет в точке 0ф. Поэтому линия гидравлического уклона в трубопроводе будет ломаной – Hpnmn’m’k.Таким образом, если линия гидравлического уклона i2 пересекает перевалы, то для определения мест аварий прямые i2 следует проводить через верхние точки перевалов до пересечения с уклоном i1 .
Если нефть не поступает на следующую станцию, т.е. i2 ≤0, то точно определить место аварии трудно, так как не известны значение уклона i2 и противодавление потока нефти в месте аварии. Это противодавление, очевидно, не может превышать разности отметок конца трассы и места аварии (при i2 ≤0). Если считать, что противодавление в месте аварии равно нулю, то разрыв трубопровода определится точкой пересечения уклона i1 с трассой трубопровода (точка z на рис. 9, а). Если противодавление равно разности отметок конечной трассы и места аварии, то, проводя из точки k горизонтальную линию до пересечения с уклоном i1 в точке у, определим, что авария произошла в точке х. Таким образом, в рассмотренном случае район аварии будет находиться на участке трассы х – z, куда и следует выслать аварийную бригаду.
Гидравлические уклоны i1 и i2 можно определить по расходам нефти в начале и в конце перегонов между насосными станциями или по показаниям линейных манометров. В последнем случае на графике в соответствующих точках трассы откладываются величины напоров; проводя через их вершины прямые линии, производят построение кривых гидравлических уклонов. Точность метода дистанционного определения аварий нефтепроводов зависит от двух факторов: величины внутреннего угла α между i1 и i2 и точности профиля трассы, а именно чем больше угол α (см. рис. 9, а) отличается от 1800 и чем точнее снят профиль трассы, тем точнее метод. Поэтому точность определения больших аварии (полный разрыв трубопровода) обычно больше, чем малых аварий (неполное раскрытие шпон). Описанным методом нельзя определить аварию и место разрыва сплошности потока (участок mn на рис. 9,б), так как давление на этом участке меньше атмосферного. Но, поскольку вероятность аварии здесь ничтожна, этот недостаток метода не имеет существенного значения.
На основании проведенного анализа влияния аварийных утечек на режим работы нефтепроводов можно выбрать методы контроля аварийного состояния, определить место аварийных утечек и оценить точность применяемых методов. Кроме того, анализ аварийного состояния позволяет быстро принять соответствующие меры для уменьшения влияния аварии.

2.5 Расстановка контрольных манометров по трассе для диагностики работоспособности нефтепроводов
Расстановка манометров по трассе нефтепроводов имеет большое значение для эксплуатации. При близком расположении приборов по трассе трубопровода их показания могут перекрываться. Показания прибора, измеряющего меньшее давление, могут быть больше, чем прибора, измеряющего большее давление. Вследствие этого обслуживающий персонал не может иметь правильного представления о работе нефтепровода. В некоторых случаях линия гидравлического уклона, построенная по показаниям манометров, имеет участки с уклоном в сторону насосной станции. Наложение показаний соседних приборов зависит как от расстояния между ними, так и от класса точности и верхнего предела измерения прибора. Пусть, например, на нефтепроводе установлены два манометра с верхним пределом измерения 100 кгс/см2 и класса 2,5 на расстоянии 10 км. При гидравлическом уклоне i=0,005, р= = 800 кг/м3 давление в точке измерения первого манометра составляет 50 кгс/см2.
Учитывая погрешности приборов, найдем, что первый манометр может показать давление 50-100*0,025 = =47,5 кгс/см2 . В точке измерения второго манометра фактическое давление равно:
50-0,005*10000*0,08=46 кгс/см2 .
Самым неблагоприятным для рассматриваемого случая будет отклонение показаний первого прибора в меньшую, а второго – в большую сторону. Второй прибор может показать давление, равное 46+100*0,025=48,5 кгс/см2. Манометры должны расставляться так, чтобы не было наложения их показаний. Для выполнения этого условия необходимо определить наименьшее допустимое расстояние между приборами, которое зависит от гидравлического уклона трубопровода и профиля трассы, а также от класса точности прибора δ и верхнего предела измерения Рв.
Предварительно определим верхний предел измерения манометра, который надо установить в данной точке нефтепровода, поскольку давление при удалении от начальной точки его снижается. Если устанавливать на всем трубопроводе приборы одним и тем же верхним пределом измерения, то манометры будут давать значительную по величине относительную погрешность, т.е. небольшую точность измерения. Давление в трубопроводе с равномерным уклоном или подъемом, а в частном случчае – горизонтальным i2-=0, меняется по закону:
Px =ρq (i1 + i2) (l – x) +∆P (2.22)
где i1 – гидравлический уклон в трубопроводе; i2 – уклон профиля трассы трубопровода; I – длина трубопровода между нассоными станциями; х – расстояние от начала трубопровода до рассматриваемой точки; ∆P – подпор в конце участка трубопровода.
При определении расстояния между манометрами нужно брать минимальную величину гидравлического уклона, который установится в трубопроводе при перекачке наименее вязкого нефтепродукта или нефти в летнее время. Выбирать приборы нужно с учетом нормальног режима перекачки.
Передача показаний манометров на расстояние с помощью средств телемеханики вносит дополнительную погрешность
∆х = 3k1 (δ + δт) [ ℓ + ∆P / ρg (i1 + i2)], (2.23)
∆х = 3k1 (δ + δт) [ y + ∆P / ρg (i1 + i2)], (2.24)
где δт – погрешность телеизмерения, приведенная к верхнему пределу измерения манометра.
При расстановке манометров или датчиков давления на трубопроводах сложного профиля следует условно заменять фактический профиль упрощенным (с равномерным уклоном или подъемом, а также горизонтальным).

 

 

 

 


Рисунок 10. Расчетная схема трубопровода
Манометры или датчики давления нужно устанавливать в точках пересечения фактического профиля с упрощенным, причем расстояние между приборами должно оставаться не меньше расчетного. Коэффициент k1 можно принимать равным 1,01.

2.5.1 Условия размещения датчиков давления на магистральном трубопроводе
Рассмотрим схему магистрального трубопровода и эпюру напоров (рис.10).
Напор h в точке трубопровода, находящейся на расстоянии х от насосной станции, можно представить в виде суммы напоров h и ∆z : hx =.h +∆z, где ∆z =z – zx. Если напор h выразить через напор в начале трубопровода, который идет на преодоление гидравлических сопротивлений, то получим hx в cледующем виде:
hx =H (ℓ - x) / ℓ + ∆z. (2.25)
Изменение напора Н на насосной станции вызывает изменение и напора hx:
dhx=dH (ℓ - x) / ℓ. (2.26)
Найдем отношение изменения напора dhx ко всему напору hx:
dhx/ hx =((dH (ℓ - x) / ℓ))/ H(ℓ - x) / ℓ + ∆z . (2.27)
Как видно из последнего выражения, чем больше Н и ∆z, тем это отношение становится меньше, и наоборот. При данном значении напора Н это отношение будет зависеть только от разности отметок ∆z .
Для работы приборов, измеряющих давление, лучшим условием будет наибольшее изменение dhx/ hx . Легче всего это условно будет соблюдаться, если измерители давления будут расположены в точках с отметками, ненамного превышающими начальную.
Отсюда можно сделать вывод, что приборы для измерения давления, манометры и датчики давления для дистанционной передачи измерений следует ставить в наиболее высоких точках трубопровода, рассчитанных на соответствующее давление. В этом случае при одном и том же изменении напора Н получаем наибольшее относительное изменение напора в точке измерения.


2.6. Влияние давления и профиля трассы на изменение объема жидкости при перекачке по трубопроводу
Определение объема нефтепродукта в трубопроводе необходимо для оперативного учета их количества и для определения объема, вследствие определенной сжимаемости нефтепродуктов и сжиженных газов под действием давления и наличия разности отметок вдоль трассы трубопровода, а также расширения труб действительный их объем при перекачке будет больше геометрического объема трубопровода на величину
∆V = ∆Vr + ∆Vсж, (2.28)
где ∆Vr- дополнительный объем от расширения труб; ∆Vсж, - от сжатия жидкости.

Исследуем влияние указанных факторов на изменение объема жидкости.
Составим уравнение изменения геометрического объема трубопровода под влиянием давления нефтепродуктов или сжиженных газов для элементарного участка с разностью отметок конца и начала трубопровода ∆z. Отметка начальной точки принята zн=0.
Дополнительный объем от расширения трубопровода:
∆Vr = D / δтE * Pc Fd x, (2.29)
где Pc = Р1 – ipgx ±pg (∆z /ℓ) x – давление жидкости в рассматриваемом сечении; P1 – давление жидкости в начале трубопровода.
Подставляя значение Pc , в уравнение (2.29) и интегрируя от нуля до ∆Vr и от нуля до ℓ) ℓ - полная длина участка трубопровода), получим
∆Vr = DVт / δтE * (P1 ipg ½ ± pg ∆z/2)/ (2.30)
Уравнение изменение объема от сжатия жидкости в сечении рассматриваемого элементарного участка трубопровода имеет вид
DVсж = β Pc Fd x, (2.31)
где β- коэффициент объемного сжатия.


2.7. Определение количества нефти в трубопроводе

При перекачке нефти по трубопроводам в повышенных точках происходит скопление газа. Наличие газа ведет к образованию местных сопротивлений, увеличению потери напора, а в результате – к снижению производительности. Для определения дополнительной потери напора в местах скопления газа необходимо знать его объем. Кроме того, определение объема газа необходимо для точного количественного учета нефти, находящегося в трубопроводе, а также для определения утечек нефти в случае аварии.
Проведем анализ возможных методов определения объема газа и нефтепродуктов в трубопроводе. Используя уравнение состояние газа в трубопроводе Vr P1 = G1 RT (2.32)
рассмотрим следующие возможные случаи.
1. Через кран в начале участка трубопровода выпускаем некоторый объем нефти ω и замеряем его, при этом газ расширится и займет объем Vr + ω, а давление упадет до Р2. Тогда уравнение нового состояния газа запишется
(Vr + ω) Р2 = G1 RT (2.33)
Решая совместно (2.32) и (2.33), получим
Vr =P1 ω / Р1 – Р2 (2.34)
В случае закачки измеренного объема нефти ω в трубопровод объем газового пространства, найденный аналогичным путем, равен
Vr =P2 ω / Р2 – Р1 (2.35)
Как следует из формул (2.34) и (2.35), для определения объема газа требуется замерить объем выпущенной или закачанной нефти, а также начальное и конечное давление.
2. Через кран в конце участка трубопровода выпускаем некоторое количество газа и измеряем его массу ∆G. При этом объем пространства, занятого газом,остается неизменным, количество газа снизится до ∆G2 и давление упадет до Р2 . Тогда уравнение состояния оставшегося в трубопроводе газа запишется
Р2 Vr = G2 RT (2.36)
Решая совместно уравнения (2.32) и (2.36), получим
Vr = ∆GRT/ ( Р1 – Р2) (2.37)
В случае закачки измеренного количества газа (кг) в трубопровод найденный аналогичным путем объем гахового пространства составит:
Vr = ∆GRT/ ( Р1 – Р2) (2.38)
В данном случае для определения объема газа необходимо замерить количество выпущенного или закачанного газа и перепад давления. Зная объем газового пространства и геометрический объем трубопровода Vr, несложно определить объем нефтепродукта.
При рассмотрении формул (2.35), (2.36) и (2.37), (2.38) нетрудно заметить, что точность рассмотренных методов определения объема нефти и газа зависит от точности измерения заканчиваемого и выпускаемого объема нефти ω или массы газа ∆G и перепада давления в трубопроводе.
Кроме того, точность измерения указанных составляющих находитсся в прямой зависимости от класса точности измерительных приборов и места установки датчиков давления.

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1. Экономическое обоснование внедрения автоматизированной
системы управления и обнаружения утечек нефти в нефтепроводе

Автоматизированные системы управления производством могут быть эффективны для любого предприятия, так как объем автоматизации управления может быть соизмерен с требованиями предприятия в зависимости от его спецификации.
Экономическая эффективность промышленного производства отражает сопоставление конечного результата хозяйственной деятельности промышленного предприятия с затратами на его достижение. Экономический эффект от применения системы управления обуславливается прежде всего повышением эффективности автоматизируемого производства, определяемым повышением качества и надежности управления, снижением потерь, повышением производительности и т.д.
Все затраты, связанные с достижением экономического эффекта, подразделяются на текущие и единовременные.
Текущие затраты включают в себя полную себестоимость продукции. Единовременные затраты – это затраты авансируемые для расширения воспроизводства основного капитала.
Основными источниками экономии при внедрении системы автоматизации управления и обнаружения утечек нефти в нефтепроводе:
- организация централизованного контроля и анализа основных пара-
метров работы оборудования из диспетчерского пункта;
- обеспечение надежной работы технологического оборудования и
предотвращение аварийных ситуаций;
- повышение качества управления и общего организованного уровня
производства;
- снижение трудоемкости управления, повышение производительности
труда работников управления;
- оптимальное планирование работы установки;
- сокращение производственных расходов.

3.1. Расчет затрат на разработку и внедрение системы
автоматического управления

Разработкой системы занимался инженер – разработчик в течение 4 месяцев с окладом 12000 тенге.
Его заработная плата на период разработки с отчислениями во внебюджетные фонды составит:
12000*4 = 48000 тенге.
(48000 – 4800)* 0,21+48000 = 57072 тенге.
Консультант принимал участие в разработке в течение 2 месяцев с окладом
15000 тенге.
Его заработная плата на период разработки с отчислениями во внебюджетные фонды составит:
15000*2 = 30000 тенге.
(30000 – 3000)* 0,21 + 30000 = 35670 тенге.
Итого затраты на зарплату составят:
57072 + 35670 = 92742 тенге.
Для автоматизированной системы управления были использованы приборы и средства автоматизации, затраты на которые приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 Затраты на приборы средства автоматизации
Наименование Количество в шт. Сумма, тенге за ед. Всего, тенге
1 2 3 4
Термопреобра-
зователь сопро-
тивления
Метран-ТП-9211
20
4500

90000

1 2 3 4
Датчик
избыточного
давления
Метран-43Ф-ЕХ-
ДИ-3196

40

30400

1216000
Сигнализация
прохождения
скребка
2

1500000
3000000
Промышленный
компьютер

2
76000
152000
Модульный
процессор
SIMATIC S7-300
с программным
обеспечением

1

5529870

5529870
Сеть PROFIBUS-
DP
100
540
54000
Прочее
оборудование
115200
Итого: 10157070

Затраты на транспортировку приборов и средств автоматизации составляют 5% от их стоимости:
10157070*0,05=507854 тенге.

 

 

Затраты на монтаж оборудования рассчитываем из часовой тарифной ставки монтажников и сроков монтажа работ с отчислениями во внебюджетные фонды:
З = Ф * bi * N; (3.1)
Где З – зарплата монтажников, тенге;
Ф – фонд времени, час;
bi – часовая тарифная ставка, тенге;
N – количество монтажников, человек.
З = 45*75*5 – 16875 тенге.
С отчислениями во внебюджетные фонды составит:
(16875 –1688)*0,21 + 16875 = 20064 тенге.
Прочие расходы составляют 5% от зарплаты разработчиков:
92742*0,05 = 4637 тенге.
Суммарные затраты на разработку и внедрение автоматизированной
системы управления и обнаружения утечек нефти в нефтепроводе составят:
92742+10157070+507854+20064+4637= 10782367 тенге.

3.2. Дополнительные эксплуатационные расходы

Внедрение данной системы в эксплуатацию повлечет дополнительные
эксплуатационные расходы по следующим статьям:
Затраты на электроэнергию вычисляются по формуле:
Рэл = Σ Wi *t*k; (3.2)
Где Σ Wi – суммарная мощность потребляемыми приборами и датчиками;
t- количество часов работы в сутки, ч;
k – коэффициент использования мощности.
Рэл = 4*24*0,91=87,36 кВт/ч.
Общий расход электроэнергии в год:
87,36*365 = 31886,4 кВт/ч.
Итого затраты на электроэнергию в год составят:

31886,4*4,7 = 149866 тенге.,
где 4,7 – стоимость 1 кВт/ч, тенге.
Зарплата обслуживающего персонала при среднемесячной заработной
плате 16000 тенге составит с отчислениями во внебюджетные фонды:
16000*12 = 192000 тенге.
(192000 – 19200)*0,21 + 192000 = 228288 тенге.
Итого дополнительные эксплуатационные расходы составят:
149866 + 228288 = 378154 тенге.

3.3. Расчет экономической эффективности АСУ ТП

За счет внедрения автоматизации управления и обнаружения утечек нефти в нефтепроводе объем производства увеличивается до 3%.
Пропускная способность нефтепровода составляет 16438 тонн нефти в
сутки. Прирост производства на 3% составит 493 тонны нефти в сутки,
следовательно суточный объем перекачиваемого нефти составит 16931
тонны нефти в сутки.
Экономия на условно – постоянных расходах рассчитывается по формуле:
Э = (S – (P/(1 + B)))*Q1; (3.3)
где S – себестоимость продукции, тенге/тонн;
Р – условно – постоянная часть расходов, тенге/тонн;
В – коэффициент увеличения пропускной способности нефтепровода;
Q1 - суточный объем производства после внедрения автоматизированной
системы управления и контроля, тонн.
S – 13500 тенге/тонн;
Р – 20% = 13500*0,2/493 = 5,4 тенге/тонн;
В – 0,03;
Q1 – 16931 тонн.
Э = (13500 – (5,4/ (1 + 0,03)))*16931 = 22847978 тенге.
Годовой экономический эффект определяется по формуле:

Эг = Э – Эр – Ен *Кдоп; (3.4)
где Ен – нормативный коэффициент эффективности;
Эр – дополнительные эксплуатационные расходы, тенге;
Кдоп – дополнительные капиталовложения, вызванные данной разработкой,
тенге.
Эг = 22847978 – 378154 – 0,35* 10782367 = 18695996 тенге.
Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений рассчитывается по формуле:
Т = Кдоп /(Э – Эр); (3.5)
Т = 10782367 / (22847978 – 378154) = 0,47 года.
Таким образом, внедрение новой АСУ ТП окупается за 0,47 года. Это позволяет сделать вывод о рациональности и эффективности внедрения АСУ ТП.

 

 

 

 

4 ОХРАНА ТРУДА

4.1 Анализ опасных производственных факторов

Для транспортировки нефти широкое распространение получил магистральный трубопровод.
Наибольшую опасность представляет возможность пожара и пролива особенно при транспортировке и хранении сернистой нефти, а также в случае утечки нефти из трубопровода.
На нефтедобывающих предприятиях из нефти выделяются различные опасные компоненты. При вдыхании их или попадании в желудочно-кишечный тракт может произойти отравление людей.
Первыми признаками отравления парообразными углеводородами являются недомогание и головокружение. Летальный исход может наступить от паралича дыхания при явлениях нарастающей сердечной слабости. Углеводороды могут привести и к хроническим отравлениям.
Сероводород, являющийся сильным ядом – это бесцветный газ, с сильным неприятным запахом тухлых яиц (при больших концентрациях чувствительность снижается).
Однако при концентрациях, не уловимых обонянием, во рту ощущается металлический вкус, по которому газ может быть распознан.
В нефтях сероводород встречается в разных концентрациях, начиная от следов до 3% и более. При действии высоких концентраций (1000 мг/м3 и выше) отравление бывает почти мгновенным, судороги, потеря сознания и быстрая смерть от остановки дыхания, а иногда и от паралича сердца.
Окись углерода – газ без цвета и запаха, очень ядовитый. При вдыхании небольших количеств окиси углерода появляется вначале головная боль, ощущение пульсации в висках, головокружение, шум в ушах, затем рвота, чувство слабости. При продолжительном пребывании в загазованной атмосфере могут наступить потеря сознания и смерть.
Соляную кислоту применяют в основном для кислотной, термокислотной обработки скважин и при гидравлическом разрыве пластов.
При попадании на кожу соляная кислота вызывает ожоги, при более длительном воздействии – язвы. Первая помощь при попадании соляной кислоты на кожу – немедленное смывание под струей воды в течение 10-15 мин. При попадании кислоты в глаза необходимо промывать их чистой водой.

4.2 Организационные мероприятия
В целях обеспечения благоприятных условий труда на установке пре
дусмотрен ряд организационных мероприятий.
За обеспечением всех необходимых средств для благоприятных условий труда отвечает начальник. Он же проводит инструктаж рабочих по соблюдению безопасных методов работы, следит за выполнением работающими правил и инструкции по технике безопасности и производственной санитарии, правил трудового распорядка, за использованием спецодежды и защиты приспособлений. Начальник также участвует в расследовании причин несчастного случая и профессионального отравления, в разработке мероприятий по устранению причин и предупреждению несчастных случаев.
Все ИТР перед назначением на работу проходят аттестацию в аттестационной комиссии в составе главного инженера, зам. главного инженера по ТБ, начальника отдела по ТБ, главного механика, главного энергетика, представителей правового отдела и отдела кадров.
Существуют следующие виды инструктажа рабочего персонала: вводный инструктаж на рабочем месте, текущий инструктаж, повторный и оперативный. Проводится главным образом начальником отдела по ТБ и инженером по ТБ.

4.3 Технические мероприятия
4.3.1 Обеспечение электробезопасности.
Внедрение автоматики и телемеханики принесло и некоторые новые элементы опасности. На скважинах устанавливают дополнительное оборудование и приборы, питающиеся электрическим током: датчики предельного уровня и отсекатели скважин. В связи с этим возникла опасность травмирования обслуживающего персонала при несоблюдении определенных мер электробезопасности. Такая опасность может возникнуть и при ремонте или замене телеячеек на станциях управления.
Кроме того, в связи с тем, что с диспетчерского пульта включаются станки-качалки и электропогружные центробежные насосы, автоматически включаются электродвигатели насосов откачки, по заданной программе включаются и электродвигатели лебедок депарафинизационных установок, появляется опасность травмирования обслуживающего персонала при неожиданном пуске в работу указанного оборудования. Для устранения такой опасности о любой предполагаемой работе на скважине должно быть предварительно сообщено диспетчеру, а перед началом работ необходимо отключить ключ телеконтроля телеячейки, а затем рубильник.

4.3.2. Расчет защитного заземления
Цель расчетного заземления – определить число и длину вертикальных и горизонтальных элементов, соединительных шин, и разместить заземлитель на плане электроустановки, исходя из регламентированных правилами величин допустимого сопротивления заземления, а также допустимого напряжения прикосновения.
В электроустановках до 1000В с глухо-заземленной нейтралью или с глухо-заземленным выводом источника однородного тока должно быть выполнено зануление, а дополнительно применено защитное заземление.
Расчет заземления
Устанавливается необходимое по ПУЭ допустимое сопротивление заземляющего устройства Rзм
Rзм = 4 Ом
Определяется необходимое сопротивление искусственного заземления с учетом использования естественных заземлителей включенных параллельно.
Re * Rзм
Ru = -------------
Re - Rзм

Где Rзм – допустимое сопротивление заземляющего устройства;
Re – сопротивление естественного заземления;
Ru – сопротивление искусственного заземления.
Естественные заземлители – металлические конструкции, арматуры железобетонных конструкций (в случаях, допускаемых ПУЭ), трубопроводы и оборудование, имеющие надежное соединение с землей. Допустимое сопротивление – 10 Ом.
В качестве искусственных заземлителей используют вертикально расположенные стальные трубы, угловую сталь, металлические стержни, а также горизонтально расположенные стальные полосы и др.
10 * 4
Ru = ------------ = 6,6 Ом
10 – 4

Удельное сопротивление грунта принимаем на основании (1)р=100 Ом * м.
Определяем сопротивление вертикальной пластины электрода с учетом ее длины
a = 2 м, b = 2м
? расч.
Rв.о. ≈ 0,25* ------------
а * b


Сопротивление грунта с учетом климатической зоны определяется по формуле:
ρрасч = ρ*n = 4,5*100 = 450 Ом*м,
где n = 4,5 : 7,0 – коэффициент удельного сопротивления грунта в данной климатической зоне при глубине залегания 0,8 м.


450
Rв.о. ≈0,25* -------- = 56 Ом
√4

Определяем примерное число вертикальных заземлителей при коэффициенте использования Кu = 0,9.
Н = Rв.о./Ku * Ru = 56/ (0,9*6,6) = 9,42 шт.
Принимаем число вертикальных заземлителей равным 9 штукам.
Определяем сопротивление горизонтальных соединительных элементов с учетом их длины.
Размеры горизонтальной полосы из стали.
? расч. 2 L2 2 * L2
Rг = ---------- * ln ----------, __ ln ----------
2 ? L b * f b * f

где b – ширина пластины;
L – длина пластины;
f - длина соединительных пластин. b = 0,2 м, L= 4 м, f= 0,8 м

R г * Ru 95,94 * 6,6 633,204
Rг = -------------- = ----------------- = --------------- = 7,08 Ом
Rг - Ru 95,94 – 6,6 89,34

Уточняем число вертикальных электродов с учетом коэффициента использования.
Rв.о. 56
n = ------------- = ---------------- = 8,23
Rив Rв 0,9 * 7,56


Из расчетов следует, что необходимое число электродов – 8 штук.
Вывод: Рассчитанное в данной главе заземление удовлетворяет требованиям и способно эффективно функционировать.

4.3.3. Защита от механических воздействий.
Особенности нефтяной промышленности обусловлены, прежде всего, физическими и химическими свойствами нефти и нефтяного газа, их взрывчатостью при определенных условиях и токсичностью.
Кроме того, на нефтяных предприятиях применяют ядовитые и едкие вещества (ртуть, кислоты, цемент и другие), взрывчатые вещества и радиоактивные изотопы.
Большинство работ ведутся на открытом воздухе, связаны с применением тяжелого и громоздкого оборудования и инструмента; технологических процессов, сопровождающихся возникновением высоких давлений; оборудования, находящегося под большими нагрузками.
Все эти особенности при несоблюдении определенных мер безопасности могут явиться причиной несчастных случаев.
Основные мероприятия по предотвращению опасностей, обусловленные повышенными давлениями и нагрузками, сводятся к следующим:
• всесторонний учет при проектировании оборудования условий
его работы с принятием необходимых запасов прочности;
• осмотр и испытание установок, оборудования, механизмов;
• использование ослабленных элементов и устройств для лока
лизации опасности (предохранительные клапаны, пластины и другие);
• использование контрольно-измерительных приборов для конт-
роля рабочих параметров и своевременного выявления опасных нарушений режимов;
• применение средств блокировки (ограничители подъема, на
грузок и другие), исключающих аварии при неправильных действиях работающих;
• автоматизация производственных процессов, позволяющая
вывести работающих из опасных зон, осуществление контроля за показаниями приборов и дистанционное управление.

4.3.4. Мероприятия по предотвращению взрывов.
Взрывоопасность сырой нефти обусловлена тем, что пары ее легких фракций в смеси с воздухом при определенных концентрациях образуют взрывоопасные смеси.
Огнеопасность сырой нефти характеризуется нижним и верхним пределами вспышки, которая для различных сортов нефти колеблется в пределах от 15 – 30 %
На нефтяных предприятиях для предотвращения образования взрывоопасных концентраций в помещениях и других закрытых местах герметизируют оборудование и все пути передвижения нефти и газа, осуществляют эффективную вентиляцию помещений, проводят мероприятия по предотвращению появления огня во взрывоопасных местах.

4.4 Санитарно-гигиенические мероприятия
Для нормальной эксплуатации емкостей требуется периодическая очистка их от механических примесей, которые выносятся вместе с нефтью из скважин и поступают в емкости.
Как показали исследования ВНИИТБ, даже после продолжительного (в течение нескольких суток) проветривания сборников и резервуаров, как только рабочие начинают очистку, содержание паров углеводородов внутри емкости увеличивается и во много раз превышает допустимые санитарные нормы.
Для эффективной гидромеханической очистки емкостей необходимо, чтобы насосная установка обеспечивала подачу воды под давлением 0,6-1,2 МПа при расходе на каждую установку 80-140 м3/ч.

4.4.1 Обеспечение индивидуальными средствами защиты
Для защиты органов дыхания применяют фильтрующие респираторы, очищающие вдыхаемый воздух от пыли и вредных газов. Также следует пользоваться соответствующими перчатками, сапогами, спецодеждой из шерстяной ткани.

4.4.2 Организация искусственного или естественного освещения
При эксплуатации магистральных трубопроводов должны выполняться общие требования по охране труда, а также действующие «Правила безопасности в нефтеперерабатывающей промышленности», «Правила по технике безопасности и промсанитарии».
При обслуживании и ремонте нефтепровода разрешается применять только переносные светильники во взрывозащищенном исполнении, напряжением не выше 12 В.

Расчет искуственное освещения.
Для расчета искусственного освещения применяетя два метода: метод коэффициента использования светового потока и точечный метод. Для основных производственных цехов расчет освещения ведется преимущественно точечным методом, а для вспомогательных, административных и бытовых помещений - методом коэффициента использования. Для данного расчета необходимо применить метод коэффициента использования.
Учитывая характеристику зрительной работы (проводимые зрительные аботы относятся к IV разряду, т.е. происходит различение цветных объектов без контроля и сопоставления), а также тип здания, выбирается источник света ипа ЛДЦ-40-6,4. Источники света этого типа представляют собой люминесцентные (то есть газоразрядные низкого давления) лампы дневного света.
Для данного помещения нормируемая освещенность на рабочих местах, согласно СаН ПиН РК NQ 2.04-05-2001, составляет Ен = 400 Лк. Коэффициент запаса kз = 1,5. Суммарный световой поток определяется по формуле: Fл = Ен 'Кз .S.z
N. r; ,
де Ен - нормируемая минимальная освещенность, лк; S - площадь освещаемого помещения, м2; Кз - коэффициент запаса;
- коэффициент минимальной освещенности; J - число светильников помещении, шт; - коэффициент использования светового потока ламп.
Коэффициент запаса Кз учитывает снижение освещенности в процессе ксплуатации и выбирается исходя из типа помещения и типа используемых ламп. Для помещений с газоразрядными лампами Кз = 1,5.
Коэффициент минимальной освещенности для люминесцентных ламп равен = 1,1.
Количество светильников в помещении N возьмем равное единице.
Коэффициент использования светового потока 11 зависит от высоты подвеса ампы и показателя помещения.
Подставляя значения в формулу (32) 8 м и 8 м соответственно получим
i = 8.8 = О 57
7 . (8 + 8) , .
Иcпользуя данное значение показателя помещения находим, что коэффициент использования светового потока 11 = 0,4.
С учетом всех этих данных, световой поток лампы равен
, = 400.1,5.35.1,1 =57750 лм.
л 1.04
Зная необходимый световой поток можно определить количество ламп всей светительной системы помещения. Для освещения выберем стандартную лампу типа ЛДЦ-40-6,4, которая имеет световой поток 6480 лм, тогда Fл 57750
количество светильников определим по формуле N = f = -. - - = 8,91 ~ 9 Ш'
Исходя из расчетов получаем, что помещение будет освещаться девятью лампами типа ЛДЦ-40-6,4, расположенными в три ряда по три штуки в ряду.
Расчет естественного освещения.
5.13 Расчет естественного освещения
Помещение лаборатории имеет ширину А =8 м, длину Б=8 м, высоту потол 7 м. Потолки И стены побелены, коэффициент отражения для потолка кп = 0,5 для стен кс= 0,5 и для пола кпол= 0,3. В непосредственной близости других зданий нет. Здание в котором расположено помещение находится в поселке Алатау.
Работа оператора относится к 4 разряду зрительных работ. Значение
коэффициента естественного освещения для 4 разряда е = 1,5.
Поселок Алатау находится в 4 световом поясе, для которого коэффициент
светового климата m = 0,9, а коэффициент солнечности с = 0,6.
Площадь окон, достаточная для создания нормированного КЕО вычисляет
по формуле:
S е KIK2
n н ,
F = 100 КЗК4
где Su - площадь пола;
ен - нормированный коэффициент естественного освещения;
кl -коэффициент световой характеристики окон;
Kz - коэффициент, учитывающий затенение соседними зданиями;
кз - общий коэффициент светопропускания оконного проема с учетом затенения;
К4- коэффициент, учитывающий отражение света от внутренних поверхносте помещения.
Нормированный коэффициент естественной освещенности зависит от географической широты здания и его ориентации:
ен = ехmхс,
ен = 1,5хО,9хО,6=0,81
Коэффициент световой характеристики оконных проемов зависит от длин ширины помещения и расстояния от уровня условной рабочей поверхности или верха окна.
в = h-(h1+hz),
где Ь1 - расстояние от верха окна до потолка в метрах;
h2 - уровень условной рабочей поверхности.
В = 3-(0,5+0,7) = 1,8 м
Выбираем необходимые коэффициенты. для того чтобы выбрать к\ определим соотношение Б/А, А/В. Получим Б/А=4/3=1,33 ,А/В=3/1,8=1,67, зная эти соотношения из таблицы 3 [10] выбираем к\=10,5. Так как по близости отсутствуют здания, то К2=1. Коэффициент общего светопропускания для окон с вертикальным остеклением выбираем из таблицы 4 [19] кз=0,65.
Устанавливаем величину средневзвешенного коэффициента отражения потолка, стен и пола, для этого из таблицы 7 [19] выбираем коэффициенты учитывая отношения Б/А, А/В: для потолка К'4=1,05, дЛЯ стен К"4=1,05, дЛЯ пола К'''4=1,0.
Средневзвешенный коэффициент отражения поверхности
к4 = (к' 4+ к" 4+ к'" 4)/3,
к4 = (1,05+ 1,05+ 1 )/3= 1,03
Определив все необходимые коэффициенты рассчитываем суммарную площадь световых проемов.
F = (12хО,81хl0,5хl)/(100хО,65хl,03) = 1,52 м2
Таким образом минимальная площадь световых проемов в данном помещении должна составлять 1,52 м2.

4.4.3 Противопожарные мероприятия
Для обеспечения пожарной безопасности на нефтепроводе, имеющем самотек в сторону резервуара, должна быть установлена задвижка на расстоянии не ближе 100 м и не далее 500 м от обвалования резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара.
При обслуживании магистрального трубопровода необходимо строго соблюдать правила безопасности и противопожарные нормы. Оборудование магистрального трубопровода должно удовлетворять следующим требованиям.
Заземление технологических трубопроводов, узлов, колодцев для
отвода статистического электричества;
Систематические профилактические осмотры технического состояния оборудования и сооружений;
Низковольтное освещение у рабочих мест.
Категорически воспрещается всякое исправление и ремонт агрегатов на ходу и на трубопроводах, находящихся под давлением.
Ремонт электропроводки, электрооборудования, смену предохранителей и электроламп разрешается производить только при отключении электро- сети от источника напряжения.
Таблица 4.1 – Перечень противопожарных инструментов

Наименование, обозначение инструмента. Обозначение документа на поставку. Кол.
Ведро пожарное 177-00-00 ТУ 32 ЦШ - Ш - 76 1
Лопата ЛКО- 4-1300 ГОСТ 19526-87 1
Огнетушитель углекислотный ОУ -10 1
Огнетушитель порошковый ОП — 10 6
Кошма или асбестовое полотно 2х2 м 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Данный дипломный проект полностью соответствует заданию. Исходя из подробного рассмотрения технологии процесса автоматизации линейной части нефтепровода, сделана постановка задачи оптимального управления процессом.
Для эффективного ее решения выбрана математическая модель и рассчитаны ее параметры. Разработана структура системы управления и контроля линейной части нефтепровода и выбрано техническое обеспечение системы управления. Выполнены расчеты экономической эффективности разработанной АСУ ТП и предусмотрены мероприятия по охране труда.

 

 

 

 

 

 

 

 

 


ЛИТЕРАТУРА

1. В.А. Бунчук. «Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и
газа». Москва. Изд.: «Недра», 1977 г.
2. А.М. Лобков. «Сбор и транспорт нефти на промыслах». Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы. Москва, 1955 г.
3. В.Ф. Новоселова. «Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа». Москва. Изд.: «Недра», 1992 г.
4. Журнал «Системная интеграция, нефтегазовая промышленность».
5. Г.С. Лутошкин. «Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту». Москва. Изд.: «Недра», 1972 г.
6. В.Б. Галлеев. «Магистральные нефте-продуктопроводы». Москва.
Изд.: «Недра», 1976 г.
7. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов». Москва. Изд.: «Недра», 1976 г.

 

 




Комментарий:

Дипломная работа - отлично!


Рекомендовать другу
50/50         Партнёрка
Отзывы