В данной дипломной работе рассматривается участок трубпровода, на котором расположена линейная производственно-диспетческая станция "Нурлино". Через данную НПС происходит перекачка Западно-Сибирской (НКК) и Арлано-Чекмагушевской нефтей (ТУ-3).

В ЛПДС "Нурлино" производится подкачка высокосернистой Арлано-Чекмагушевской нефти в Западно-Сибирскую. В дальнейшем нефть через Новороссийск идет на экспор, где содержание серы не должно превышать нормы, установленные ГОСТом.

Таким образом, в данной работе необходимо:

- рассмотреть системы компаундирования, применяемые на ЛПДС "Нурлино";

- рассчитать количество Арлано-Чекмагушевской нефти, которое можно добавить в Западно-Сибирскую, чтобы не превысить требования ГОСТ;

- расчитать возможности усовершенствования данной системы;

- разработать номограммы, помогающие выбрать необходимые параметры при компаундировании на ЛПДС "Нурлино";

- создать расчет модели, прогнозирующей качественные показатели по содержанию серы при различных величинах производительности.

нефть магистральный компаундирование сера

2. Компаундирование на линейной производственно-диспетчерской станции "Нурлино"

2.1 Общая характеристика ЛПДС "Нурлино"

Для того, чтобы решить поставленные в работе задачи необходимо, в первую очередь, ознакомиться с процессом эксплуатации ЛПДС "Нурлино", основным и вспомогательным оборудованием и технологической схемой станции.

ЛПДС "Нурлино" пущена в эксплуатацию в 1973 году и осуществляет свою деятельность в соответствии с положением о ЛПДС "Нурлино" имеет насосные цеха по нефтепроводам УБКУА, НКК, ТОН-1 и осуществляет перекачку тюменских нефтей.

Перекачка по нефтепроводам УБКУА и НКК может осуществляться, как отдельно по каждому, так и одновременно по двум трубопроводам.

Территориально подпорные и основные насосные цеха нефтепроводов УБКУА, НКК расположены на совмещенных площадках. Подпорная насосная нефтепровода НКК имеет насосы 26 QLSM - 4 шт., подпорная нефтепровода УБКУА - НПМ-500090 - 4 шт.

Основные насосные станции оснащены насосными агрегатами: нефтепровод НКК - НМ-10000210- 4шт., электродвигатели СТД-8000- 4шт., нефтепровод УБКУА - НМ-10000210 - 3шт., и СТД-6300 кВт -3шт.

В насосном цехе нефтепровода ТОН-1 установлены два насоса НМ-500-300 с электродвигателями ВАУ-2 630 кВт.

Охлаждение двигателей, как на подпорных, так и на основных агрегатах воздушное. Смазка подшипников основных агрегатов ТОН-1, УБКУА, НКК централизованная принудительная.

Резервуарный парк состоит из 4-х резервуаров РВС-20000 и 12 резервуаров РВСП-20000, [11].

На ЛПДС "Нурлино" имеются узлы учета нефти, совмещенные с узлами качества:

- УУН №19 - нефтепровод УБКУА

- УУН №20 - нефтепровод НКК

- УУН №19т - нефтепровод ТОН-№1

- УУН №19а - нефтепровод ТУ 3

ЛПДС "Нурлино" обслуживает участки магистральных нефтепроводов ТУ-1, ТУ-2, ТУ-3, ТОН-I,ТОН-II,III, УБКУА и НКК.

Все трубопроводы, обслуживаемые ЛПДС "Нурлино", имеют камеры приема, запуска очистных и диагностических устройств.

Для выполнения операций по перекачке нефти ЛПДС "Нурлино" имеет необходимые технические средства для перекачки нефти и обслуживания магистральных нефтепроводов, [12].

2.2 Технологическая схема ЛПДС "Нурлино"

Рассмотрим технологическую схему ЛПДС Нурлино по нефтепроводу НКК.

Нефть с НПС Черкассы поступает на блок предохранительных клапанов, предназначенных для защиты от повышенного давления, как трубопровода, так и объектов станции, затем проходит очистку от механических примесей в блоке фильтров - грязеуловителей. После этого нефть поступает в резервуарный парк. Откачка нефти из резервуарного парка производится вертикальными подпорными насосами 26 QLSM, после чего нефть поступает на узел учета № 20. После учета нефть закачивается в трубопровод магистральными насосами НМ-10000210. Для того чтобы рабочее давление не превышало расчетное, перед выходом нефти в магистральный трубопровод установлен узел регуляторов давления.

Участок "Нурлино-Языково" входит в состав последнего эксплуатационного участка нефтепровода НКК, по которому перекачивается тюменская нефть. Конечным пунктом нефтепровода и участка является база смешения "Самара". Длина участка составляет 55 км, общая протяженность нефтепровода НКК - 2249 км, [11].

На ЛПДС происходит смешение Арлано-Чекмагушевской нефти с Западно-Сибирской нефтью, при помощи специальных установок компаундирования, которые будут описаны ниже.

2.2.1 Насосный цех

Насосный цех относится к взрывоопасным помещениям класса В-1а. В зале насосов установлены четыре основных насоса марки НМ 10000-210 (см.табл.2.1) с последовательным подключением. В зале электродвигателей, который находится в отдельном помещении насосной, размещены четыре синхронных электродвигателя СТД 8000-2, а также расположен блок централизованной маслосистемы с аккумулирующим баком. Насосные агрегаты обвязаны трубопроводами-отводами, которые соединяют их приемные и напорные патрубки с общим коллектором. В технологической обвязке насосов применяют трубы 1020*14 мм, [12].

2.2.2 Общие сведения об агрегатах

Агрегаты нефтяные электронасосные центробежные магистральные типа НМ-10000-210 с двигателем СТД-8000 (см.табл.2.2) предназначены для транспортирования по магистральным трубопроводам нефти с температурой от -5 до +80 ⁰С, с содержанием механических примесей по объему не более 0,05% и размером не более 0,02 мм. Электронасосный агрегат состоит из насоса и приводного электродвигателя. Принцип действия насоса заключаются в преобразовании механической энергии в гидравлическую за счет взаимодействия жидкости с рабочими органами, [12].

Таблица 2.1 - Техническая характеристика насосного агрегата НМ-10000-210

Наименование показателей
1. Подача, (м3/ч)	10000
2. Напор, (м)	210
3. Допускаемый кавитационный запас, (м)	65
4. Частота вращения, (об/мин)	3000
5. Предельное давление,(кгс/см2)	75
6. Мощность, (=860 кг/м3), (кВт)	5550
7. КПД (на воде), % не менее	89
8. Тип торцевых уплотнений	УНИ-125-185 (или ТМ-120м)
9. Внешняя утечка через одно концевое уплотнение (л/час не более)	0.25
Габаритные размеры (длинаширинавысота)	25052602125
Масса всего (кг) в том числе - ротор - крышка	9791 390 2500

Таблица 2.2 - Электропривод агрегата

Наименование	СТД-8000
1. Мощность, кВТ	8000
2. Напряжение, В	10000
3. Частота вращения, об/мин	3000
4. Ток статора, А	527
5. Критическая частота вращения, об/мин	2130
6. Напряжение возбуждения, В	156
7. Ток возбуждения, А	262
8. COS	0,9
9. КПД не менее, %	97,7
10. Габариты, мм (длинаширинавысота)	473526301715

Для возбуждения двигателей установлен тиристорный цифровой возбудитель ВТЦ-СД-320, поскольку применяемые в настоящее время возбудители ВТЕ-320 и ТЕ8-320 разработаны около 20 лет назад морально и технически устарели и их характеристики не соответствуют современным требованиям.

Таблица 2.3 - Технические характеристики ВТЦ-СД-320

Параметр	Значение
Номинальный ток возбуждения	320 А
Номинальное напряжение возбуждения	115 В
Номинальная мощность	36,8 кВт
Кратность форсировки по току	1,8
Схема выпрямления	Трехфазная мостовая (шесть тиристоров Т500)
Масса	Не более 400 кг

Компоновка оборудования и технологическая обвязка в цехе и вне его приняты из условия обеспечения следующих требований, определенных расчетными параметрами насосов:

- самотечное отведение утечек от торцевых уплотнений насосов в наземный сборник нефти ЕП-40;

- подача нефти погружными насосами на всасывающую линию магистральных насосов из емкости ЕП-40;

- подача под напором масла к насосным агрегатам и самотечное отведение его в масляные баки, установленные на глубине 1.7м в специальном приемнике.

Для обеспечения нормальных условий работы магистральных насосов и электродвигателей по действующим стандартам предусмотрены следующие вспомогательные системы:

- система разгрузки торцевых уплотнений;

- система сбора утечек от торцевых уплотнений;

- централизованная система смазки и охлаждения подшипников;

- аппараты воздушного охлаждения масла;

- система подачи и подготовки сжатого воздуха;

- система контроля и защиты насосных агрегатов.

Все системы имеют закрытый контур, рабочие элементы циркулируют по замкнутой схеме.

2.3 Автоматизация процесса управления компаундированием высокосернистых нефтей на НПС "Нурлино"

Схема нормальных (технологических) грузопотоков нефти в системе магистральных нефтепроводов АК "Транснефть", утвержденная Минтопэнерго РФ, определяет для каждого нефтепровода перечень производителей (грузоотправителей), которым оказываются услуги по перекачке и поставке нефтей конкретным конечным пунктам -- грузополучателям с обеспечением при этом регламентированной величины содержания массовой доли серы в смеси нефтей. Например, по нефтепроводу Нижневартовск -- Курган -- Куйбышев разрешается перекачивать смесь нефтей с массовой долей серы не более 1,7 %, а количество производителей, пользующихся услугами транспорта по этому нефтепроводу, составляет 13, в их числе и АНК "Башнефть", которая добывает нефть, в основном, с содержанием серы 2,5...3,0 %. В связи с этим требуется грамотное управление процессом компаундирования (смешения) высокосернистой нефти. Передозировка подкачки башкирских нефтей в поток тюменских нефтей может привести к срыву экспортных поставок, простою танкеров в порту Новороссийска и. экономическому ущербу в связи с тем, что качество смеси может не удовлетворять требованиям технических условий при поставке на экспорт (массовая доля серы не более 1,8 %, плотность не более 0,870 т/м³).

По сравнению с компаундированием нефтей в резервуарах, компаундирование непосредственно в трубопроводе имеет большие экономические преимущества, так как оно позволяет снизить капитальные вложения за счет сокращения числа резервуаров, уменьшения территории станции смешения и позволяет снизить эксплуатационные затраты, [13].

При технологии ручного управления процессом компаундирования нет возможности оперативно реагировать на изменение содержания серы в смешивающихся потоках и поддерживать заданное содержание серы в потоке смеси, откачиваемой по нефтепроводу.

В целях автоматизации управления процессом смешения разносортных нефтей:

1. Установлен поточный анализатор серы, позволяющий автоматически непрерывно измерять содержание серы в потоке нефти. Предусмотрен пропуск потока смеси через анализатор содержания серы, соединив последовательно с технологической обвязкой блоки измерения качества на узле учета нефти (УУН).

2. Предусмотрен для обеспечения автоматического управления и контроля за процессом компаундирования смешение нефтей в приемном коллекторе подпорной насосной магистрального нефтепровода осуществлен посредством монтажа технологического трубопровода, соединяющего узел учета нефти и приемный коллектор подпорной насосной.

3. Предусмотрен в качестве исполнительного органа для регулирования производительности подкачки высокосернистой нефти применение существующих электроприводных заслонок фирмы, сохранив за ними функцию регулятора давления, предусмотренную проектом.

4. Применены в качестве управляющего устройства контроллеры, установив их в местном диспетчерском пункте НПС, [13].

В целях рационального управления процессом смешения разносортных нефтей в ОАО "Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы имени Д.А. Черняева" разработана и внедрена на НПС "Нурлино" система автоматического компаундирования высокосернистых нефтей при подкачке башкирских нефтей в нефтепровод Нижневартовск -- Курган -- Куйбышев. Система автоматического компаундирования включает: поточный анализатор серы фирмы ASOMA (США) типа 682-НР, систему управления УР-97 производства СКБ СПА (г. Чебоксары), существующие электроприводные заслонки фирмы GULDE (Германия) узла учета 19А, предназначенного для учета подкачиваемых высокосернистых нефтей.

Поточный анализатор серы фирмы ASOMA предназначен для непрерывного автоматического измерения содержания серы в потоке нефти, отрегулирован на выдачу стандартного аналогового сигнала 4--20 мА, соответствующего содержанию серы 0,8...1,8 %. Принцип действия анализатора основан на возбуждении характеристического рентгеновского излучения определяемого элемента (серы), интенсивность которого находится в определенной зависимости от концентрации этого элемента. Анализатор состоит из основного и измерительного блоков, а также блока питания. Измерительный блок может быть удален от основного на расстояние до 30 м. Датчик включает источник возбуждения, детектор вторичного излучения и селективные фильтры. В качестве источника возбуждения используется радиоизотопный элемент амераций Ат-241, помещенный в герметичную ампулу из нержавеющей стали. В процессе работы на персонал воздействуют внешние гамма и рентгеновское излучения, не превышающие допустимые нормативы. В качестве детектора излучения используются пропорциональные газонаполненные счетчики высокого разрешения. Селективные фильтры подбираются специальным образом для выделения характеристического излучения элемента (серы) на фоне излучения мешающих элементов, [13].

Основной блок включает многоканальный анализатор импульсов для выделения аналитического сигнала определяемого элемента, встроенный компьютер с программным обеспечением, позволяющий выполняв анализы и выводить данные на жидкокристаллический дисплей; предусмотрена возможность связи с внешней ЭВМ.

Анализируемый поток нефти проходит через проточную кювету, помещенную между радиоактивным источником и детектором. Кювета представляет собой секцию стальной трубы диаметром 50,8 мм, снабжена патентованными (прозрачными для рентгеновского излучения) "окнами" и покрыта специальным составом для снижения коррозии. Величина концентрации серы определяется уровнем интенсивности поглощения рентгеновского излучения потоком нефти. Измерение происходит в течение 200 сие этой частотой значение содержания серы выдается на дисплей или аналоговый регистр RS-232, RS-422.

Анализатор серы оснащен системой клапанов для введения калибровочной жидкости, детектором течи, имеет коррекцию на временной распад источника.

Система управления УР-97 состоит из шкафа управления с двумя регулирующими контроллерами, устройствами пусковой аппаратуры электроприводных заслонок, установленных на узле учета 19А, приборами регистрации и сигнализации.

Интересным решением является использование электроприводных заслонок фирмы GULDE регуляторов давления УУН 19А в качестве исполнительного органа для регулирования содержания серы, отказавшись от отдельных регулирующих заслонок, используемых для этой цели.

Система управления УР-97 обеспечивает:

- в регулирование содержания серы;

- в регулирование давления на УУН 19А;

- в регистрацию содержания серы и давления на УУН 19А на диаграмме самопишущего прибора;

- в сигнализацию нарушения режима процесса компаундирования: высокое содержание серы, высокое и низкое давление на узле учета 19А.

Технологическая схема компаундирования представлена на рисунке 2.1.

Смешение высокосернистых нефтей осуществляется на приемной линии подпорных насосных агрегатов нефтепровода Нижневартовск -- Курган -- Куйбышев.

Поточный анализатор серы ASOMA типа 682-НР подключен последовательно к линии блока качества УУН 20, предназначенного для учета нефтей, перекачиваемых по нефтепроводу Нижневартовск -- Курган -- Куйбышев в направлении Самары, т.е. поточный анализатор определяет содержание серы в смеси тюменских и башкирских нефтей. Система автоматического компаундирования функционирует следующим образом.

Рисунок 2.1 Принципиальная схема автоматизированной системы компаундирования высокосернистых нефтей на НПС "Нурлино": 1 - поточный анализатор серы фирмы ASOMA 682-HP; 2 - электроприводные поворотные заслонки GUIDE; 3 - узел учета нефти №19А; 4 - узел учета нефти №20; 5 - подпорные насосные агрегаты; 6 - основные насосные агрегаты; 7 - устройство регулирования УР-97; 8 - блок контроля качества.

В систему управления УР-97 поступает информация о содержании серы в нефти от поточного анализатора ASOMA, значение производительности подкачки высокосернистой нефти от УУН 19А, значение производительности перекачки нефти по нефтепроводу Нижневартовск -- Курган -- Куйбышев от УУН 20, величина давления на УУН 19 А, [13].

Алгоритм управления предусматривает два контура регулирования: 1 - регулирование содержания серы в потоке нефти НКК, 2 - регулирование давления на УУН 19А.

Переключение с первого контура на второй происходит снижение давления ниже заданного Р_min=0,3 МПа, т.е. давление, ниже которого нарушается достоверность учета турбинного преобразователя расхода.

Алгоритм регулирования содержания серы предусматривает два этапа регулирования. На первом этапе регулирования проверяется выполнение условия Р_min ? P ? P_max на узле учета нефти 19А. Если это условие не выполняется, тогда включается второй контур регулирования и поворотом заслонок изменяется давление.

На втором этапе регулирования проверяются соблюдение условий: Р_min ? P ? P_max и S=S₃, где S ₃ -- заданное значение массовой доли серы в нефти; для НПС "Нур-лино" S₃= 1,4 %.

Если это условие не соблюдается, включается первый контур регулирования. При этом возможны случаи:

1. Р_min ? P ? P_max и S < S₃

2. Р_min ? P ? P_max и S > S₃

В первом случае приоткрывается поворотная заслонка до тех пор, пока S = S ₃ с некоторым допуском или до тех пор, пока P = P_min и регулирование прекращается.

Во втором случае поворотная заслонка прикрывается, пока Р_min ? P ? P_max и S=S₃. Если при этом невозможно достичь регулированием заданного значения содержания серы в нефти из-за увеличения давления P > P_max , предусматривается световая и звуковая сигнализация, и диспетчер принимает решение об увеличении перекачки нефти на Самару или снижении (прекращении) перекачки высокосернистой нефти.

При регулировании содержания серы необходимо учесть инерционность системы, обусловленную тем, что расстояние между поворотными заслонками и поточным анализатором серы составляет приблизительно 600 м, [13].

Результат регулирования (изменение положения поворотной заслонки) будет известен через некоторое время, необходимое для достижения потоком с новой концентрацией серы в нефти до поточного анализатора. Это время составляет ориентировочно 6...8 мин. После этого при необходимости процесс регулирования возобновляется.

Для сокращения времени регулирования и выхода на стационарный режим компаундирования алгоритм управления предусматривает запоминание соотношения расхода подкачиваемой высокосернистой нефти по УУН 19А и расхода потока смеси нефтей по УУН 20 за предыдущее время продолжительностью 40 мин, в течение которого S = S₃. Это соотношение расходов используется для "угадывания" степени поворота заслонки в начале регулирования.

Затраты на внедрение автоматизированной системы управления компаундированием (стоимость и монтаж поточного анализатора серы и системы управления УР-97) составили 1,5 млрд руб.

Автоматизированная система управления компаундированием высокосернистых является уникальной, она впервые в Российской Федерации и в системе АК "Транснефть" введена в эксплуатацию в ОАО "Уралсибнефтепровод" в августе 1997 г., была продемонстрирована на Всероссийском совещании руководителей и специалистов АК "Транснефть" и ее дочерних АО МН, состоявшемся 10--11 сентября т.г. в Уфе, где получила положительную оценку со стороны участников совещания, [13].

Эксплуатация указанной системы гарантирует обеспечение нормативных параметров качества нефти в процессе ее перекачки по системе трубопроводов АК "Транснефть", что в конечном итоге позволит повысить надежность поставок нефти на НПЗ России и на экспорт.

3. Технологический расчет параметров компаундирования западно-сибирской и арлано-чекмагушевской нефтей

Целью расчета является определение возможного объема подкачки высокосернистой арлано-чекмагушевской нефти (содержание серы которой 3,5%) в западно-сибирскую нефть(1,1%) для обеспечения показателей качества нефти (ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия), поступающей в дальнейшем на экспорт на нефтеналивные терминалы Приморска и Новороссийска.

3.1 Технологический расчет параметров компаундирования западно-сибирской и арлано-чекмагушевской нефти

Данные, необходимые для выполнения технологического расчета, приведенены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Исходные данные к расчету.

Параметр	Западно-сибирская нефть (НКК)	Арлано-чекмагушевская Нефть (ТУ-3)
Расход, Q, млн.т/год	50	6
Плотность, с,кг/ м3	855	886
Кинематическая вязкость, ?, сСт	20	35
Наружный диаметр трубы, D, мм	1200	500
Толщина стенки трубы, мм	8	14
Содержание серы, %	1,1	3,5
Давление в нефтепроводе, МПа	5	9,5

3.2 Расчет объема подкачки высокосернистой нефти

Уравнение материального баланса движения жидкости определяется уравнением неразрывности. При этом необходимо иметь ввиду, что уравнение неразрывности должно быть записано для массовых расходов, а не для объемных, как это обычно принято для несжимаемых жидкостей. Это объясняется тем, что смешиваемые нефти имеют различные плотности.

Для этого запишем уравнение неразрывности потока:

(3.1)

Умножив обе части уравнения на время t, получаем:

(3.2)

Где M, M₁, M₂ - масса нефтей.

Q_m1 - массовый расход западно-сибирской нефти;

Q_m2 - массовый расход арлано-чекмагушевевской нефти;

Q_m - массовый расход полученной смеси;

Формулу массового расхода можем записать в следующей форме:

(3.4)

Где с, с_1, с₂ - плотности конечной, западно-сибирской, арлано-чекмагуской нефтей, кг/м³,

Q,Q₁,Q₂ - объемный расход соответственно конечной, западно-сибирской и арлано-чекмагушевкой нефтей,м³/ч.

Подставив формулу (3.2) в формулу (3.1):

(3.5)

Данные по плотностям приведены в исходных данных. Массовое содержание серы в конечном итоге не должно превышать 1,35% в соответствии с ГОСТ, [20].

Масса серы в компаундированной нефти равна:

Масса серы в западно-сибирской нефти:

Масса серы в арлано-чекмагушевская нефти:

Из уравнения материального баланса:

(3.5)

(3.6)

(3.7)

Значение М₁ мы можем найти из исходных данных, т.к. нам задана годовая производительность магистрального трубопровода малосернистой нефти, которая составляет НКК 50 млн т/год.

Массовый часово й расход западной-сибири нефти составляет:

Определим объемный расход западно-сибирской нефти:



Теперь, подставив данное значение в формулу (3.7), мы можем найти необходимое количество Арлано-Чекмагушевской нефти для достижения необходимой концентрации серы в смеси:

Таким образом, подкачка арлано-чекмагушевской нефти в количестве 780 м³/ч, обеспечивает содержание серы в компаундированной нефти в пределах требований ГОСТа. Тогда годовая подкачка:

Рассчитаем физические свойства компаундированной нефти для проверки их соответствия ГОСТ.

Плотность нефти считается аддитивной величиной, т.е. средняя плотность нескольких нефтей и будет вычислена по формуле:

(3.8)

Тогда плотность компаундирования нефти:

Сравнивая полученную величину с показателями ГОСТ, можно сделать вывод о том, что плотность компаундиванной нефти соответствует требуемым значениям.

Вязкость нефтей не является аддитивным свойством, поэтому её нельзя вычислить как некую среднюю величину. Формула Вальтера для определения вязкости смеси углеводородных жидкостей:

(3.9)

a, b - концентрации смешиваемых жидкостей;

k - параметр, зависящий от концентрации полимера.

Отсутствие адекватной модели определения вязкости смешиваемых нефтей, к сожалению, не позволяет рассчитать эту важную физическую характеристику. Поэтому в настоящее время наиболее распространенными являются лабораторные методы исследования.

Производимый расчет показал, что для обеспечения параметров качества компаундированной нефти, объем подкачки арлано-чекмагушевской нефти составляет 5,8 млн т/год, что практически соответствует годовой производительности трубопровода ТУ-3.

3.3 Технологический расчет установки компаундирования с резервуаром

В отличии от схемы компаундирования, приведенной на рисунке 2.1., где смешение происходит при врезке трубопровода высокосернистой нефти в трубопровод с западно-сибирской нефти перед подпорными насосами, нами рассмотрена схема (рисунок 3.1), которая может быть реализована при изменении технологических условий, а также в условиях какой-либо другой НПС. В предлагаемой схеме закачки высокосернистой нефти производится закачка высокосернистой нефти производится из резервуара через насос на конечном участке трубопровода малосернистой нефти. Целью расчета является подбор насосного агрегата для подкачки в магистральный трубопровод из резервуара и определение режима работы.

Разделим на сечения для составления уравнения Бернулли, которое необходимо для определения потребного напора.

Рисунок 3.1 Схема расположения объектов, применяемых при компаундировании на ЛПДС "Нурлино".

Составляем уравнение Бернулли для сечений 1-1, 2-2:

(3.10)

,

где

z₁= 5 м - уровень взлива нефти в питающем резервуаре,

Для сечений 3-3 и 4-4:

(3.11)

,

(поскольку вкачивание производится перед подпорной насосной, принимается по ГОСТ максимальное значение 30м);

(3.12)

Выразим потребный напор насоса:

(3.13)

3.3.1 Определение скоростей и диаметров технологических трубопроводов.

Принимаем скорость движения жидкости в нагнетательной линии

(3.14)

где



По ГОСТ для технологического трубопровода принимаем:

(3.15)

где

Уточняем скорости во всасывающей и нагнетательной линиях:

(3.16)

3.3.2 Определение потерь напора во всасывающей и нагнетательной линиях

(3.17)

где

Трубы стальные сварные:

где

Определим граничные числа Рейнольдса:

(3.18)

(3.19)

Так как следовательно, имеем зону смешанного трения (ЗСТ) по формуле Альтшуля найдем коэффициент гидравлического сопротивления:

(3.20)

Определение потерь напора во всасывающей линии:

(3.21)

где

Определение потерь напора в нагнетательной линии

(3.22)

Подставим найденные значения в формулу (3.13) и найдем потребный напор.

Построение характеристики трубопровода

Для построения напорной характеристики трубопровода производим расчет для нескольких значений подачи. Результаты вычислений заносим в таблицу 3.2. Характеристика трубопровода представлена на рисунке 3.2.

Таблица 3.2 - Результаты расчета напорной характеристики трубопровода

		Режим
0	0,00	-	-	0,00	0,00	25
250	6887,06	ЗСТ	0,04	2,27	0,73	28
500	13774,12	ЗСТ	0,03	5,38	0,62	31
750	20661,17	ЗСТ	0,03	9,43	0,57	35
781	21515,17	ЗСТ	0,03	8,68	1,85	35,53
1000	27548,23	ЗСТ	0,03	15,16	0,54	40,7
1250	34435,29	ЗСТ	0,02	23,16	0,51	48,67
1500	41322,35	ЗСТ	0,02	30,48	0,50	55,98

Рисунок 3.2. Характеристика трубопровода

3.4 Подбор насоса

По найденному потребному напору и необходимой подаче подбираем насос марки . Для создания необходимого напора нужно установить 1 насос. В группе до четырех подпорных насосов необходимо устанавливать один резервный, [14].

Характеристика насоса представлена на рисунке 3.3.



Рисунок 3.3 Характеристика насоса Pompe Gabbioneta 530/250

3.5 Проверка всасывающей способности

Для обеспечения необходимой подачи должно выполняться условие

для Pompe Gabbioneta 530/250

Уравнение Бернулли для сечений 1-1 и 2-2:

(3.24)

Кавитационный запас

 (3.25)

Выразим из уравнения Бернулли для сечений 1-1 и 2-2:

(3.26)

Так как , значит всасывание насосом и беcкавитационная работа обеспечены.

3.6 Пересчет характеристик с воды на перекачиваемый продукт

3.6.1 Пересчет характеристики НПВ 1250-60

Определяем коэффициент быстроходности насоса

(3.27)

где

Определим переходное число Рейнольдса

 (3.28)

Определяем число Рейнольдса

(3.29)

где

Так как , то режим - автомодельный и пересчет и не требуется.

Пересчет КПД и мощности.

Выбираем коэффициенты, которые учитывают гидравлические и дисковые потери б и А, [19].

б = 0,045 (при Re_н=94924)

А = 240 (при n_s=162,83)

(3.30)

При Q = 600

 (3.31)

где

Итоги пересчётов подачи, напора, КПД и мощности насоса приведены в таблице 3.3

Таблица 3.3 - Характеристики насоса Pompe Gabbioneta 530/250

0	42	0	0	90	0	-
200	41,8	25	25	100	90	-
400	41,5	42	41	125	114	-
600	40,5	52	50	140	129	-
800	38	62	59	150	139	-
1000	34	70	66	165	154	2

3.7 Регулирование при помощи дросселирования

Введение дополнительного сопротивления в нагнетательный трубопровод увеличивает крутизну характеристики трубопровода, что сдвигает рабочую точку в сторону уменьшения подачи.

(3.32)

КПД этого способа регулирования

(3.33)

Этот метод является экономичным, т.к. КПД уменьшился менее чем на 2%.

Регулирование методом дросселирования представлено на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3 Регулирование методом дросселирования.

3.8 Прогнозирование параметров содержания серы при колебаниях производительности трубопроводов

Значения фактической часовой производительности могут значительно отличаются от среднего значения и достаточно сильно варьируют в течение года. Это связано с тем, что объемы перекачки нефти по месяцам распределены неравномерно.

В связи с этим возникает проблема с подбором необходимого расхода в трубопроводе ТУ-3, для поддержания необходимой концентрации серы смеси. Для удобства были рассчитаны и построены номограммы, помогающие без дополнительных вычислений определить необходимый режим работы трубопроводов (расход того или иного трубопровода).

На рисунке 3.4 представлена номограмма, по которой можно определить необходимые расходы, если требуемая концентрации смеси изменилась. К примеру, необходимая нам концентрация смеси равна 1,55%, выбираем соответствующую 1,55%-м линию на номограмме, далее выбираем текущий расход на трубопроводе НКК, к примеру, 6000 м³/ч, проводим вертикальную линию до пересечения с линией, соответствующей концентрации и от точки пересечения до линии оси с расходами ТУ-3. При этом получаем необходимый расход ? 1350 м³/ч.

На рисунке 3.5 представлена схожая номограмма, только в данном случае изменяется не концентрация смеси, а концентрация серы в Арлано-Чекмагушевской нефти в трубопроводе ТУ-3. К примеру, концентрация серы в ТУ-3 изменилась до 2,75%. Находим соответствующую линию на номограмме, выбираем текущий расход на НКК, к примеру, 6000 м³/ч, проводим вертикальную линию до пересечения с линией, соответствующей концентрации и от точки пересечения до линии оси с расходами ТУ-3. При этом получаем необходимый расход ? 2250 м³/ч.

На рисунке 3.6 изображена номограмма, в которой учтены изменения в концентрации нефти Западной Сибири, трубопровод НКК. К примеру, концентрация серы в ТУ-3 изменилась до 1,2%. Находим соответствующую линию на номограмме, выбираем текущий расход на НКК, к примеру, 6000 м³/ч, проводим вертикальную линию до пересечения с линией, соответствующей концентрации и от точки пересечения до линии оси с расходами ТУ-3. При этом получаем необходимый расход ? 400 м³/ч.

Рисунок 3.4 Номограмма, учитывающая изменение концентрации серы в смеси.



Рисунок 3.5 Номограмма, учитывающая изменение концентрации серы в трубопроводе ТУ-3.



Рисунок 3.6 Номограмма, учитывающая изменение концентрации серы в трубопроводе НКК.

3.9 Разработка алгоритма расчета объема подкачек высокосернистых нефтей в системе компаундирования

Поскольку номограмма нам дает не точные значения в виду погрешностей необходимых расходах и нельзя рассматривать некоторые частные случаи, когда изменяются несколько параметров смесей, предлагается альтернативный способ вычисления необходимого расхода с помощью следующего алгоритма.

Подача в системе может меняться в течении года, в связи с тем, что меняется число работающих насосов и, соответственно, меняется расход. Также может изменяться процентное содержание серы в каком-либо трубопроводе.

Чтобы это все учитывалось, предлагается следующий алгоритм для выявления необходимого расхода на трубопроводе Туймазы-Уфа-3 (ТУ-3 с арлано-чекмагушевской нефтью).

В данном алгоритме мы можем внести существующие данные по нефтям, такие как, расход на НКК, содержание серы в обоих трубопроводах, также учитывается изменение плотности в трубопроводах. На выходе мы получаем необходимый расход арлано-чекмагушевской нефти(годовую производительность, массовый расход и объемный расход) , при которой мы будем иметь заданную концентрацию смеси.

На рисунке 3.7 рассмотрен пример, рассчитанный в данной дипломной работе. Мы задали значения объемного расхода в трубопроводе Нижневартовск-Курган-Куйбышев 50 млн.т/год, значение автоматически переведено в привычные нам единицы измерения. Также ввели значения процентного содержания уже имеющихся нефтей (1,1% и 3,5%), и ввели необходимую концентрацию серы в смеси нефтей (1,35, учли имеющиеся плотности (855 кг/м³ и 886 кг/м³).

В окне "Результат" мы видим значение объемного расхода высосернистой арлано-чекмагушевской нефти при введенных выше параметрах 781 м³/ч.

Рисунок 3.7 Интерфейс алгоритма для расчета параметров нефтей, при компаундировании

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Согласно результатам, полученным в данной дипломной работе, можно сделать следующие выводы:

- расчет показал, что для обеспечения параметров качества компаундированной нефти, объем подкачки арлано-чекмагушевской нефти составляет 5,8 млн т/год, что практически соответствует годовой производительности трубопровода ТУ-3;

- для обеспечения необходимой подачи нужно установить насос НПВ 1250-60 с двигателем ВАОВ 500М-4У1 и отрегулировать его работу при помощи дросселирования;

- составлены номограммы, помогающие быстро определить необходимые для компаундирования расходы в трубопроводах и установить работу насоса на нужный режим;

- составлен алгоритм, учитывающий все изменяющиеся параметры системы компаундирования.

Также нельзя не отметить валютную составляющую такой реализации арлано-чекмагушевской нефти в бюджет республики Башкортостан.

Список использованной литературы

1. Евлахов С.К.. Исследование процесса компаундирования нефти в системе магистрального транспорта ОАО "АК Транснефть":дис....канд. техн. наук: 25.09.19.-Защищена 09.11.2003; Утв. 11.05.2004 04820016743.-М.: 2003.-165 с

2. "ОАО "АК "Транснефть" [Электронный ресурс]: Режим доступа к ресурсу.. http://transneft.ru/

3. Кривошеий Б.Л., Тугунов П.И. Магистральный трубопроводныйтранспорт. М.: Наука, 1985. - 238 с..

4. Алиев Р.А., Белоусов В. Д., Немудров А.Г., Трубопроводныйтранспорт нефти и газа.- М.: Недра, 1988.-250 с.

5. Евлахов С.К., Козобкова Н.А., Русаков Т.Н., Елоза Ж.И.- Последовательная перекачка высокосернистой нефти в потоке сернистой.Трубопроводный транспорт нефти. № 2, 2001. с 29-32.

6. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия. - Москва, 2002 г.

7. Евлахов С.К. , Козобкова Н.А. Транспортировка российской нефти в южном направлении. Трубопроводный транспорт нефти. № 12, 2000. с 8-12.

8. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Транспорт и хранение нефти и газа. М.: Недра, 1975.-248 с.

9. Трубопроводный транспорт нефти и газа/ Р.А.Алиев, В.Д.Белоусов,А.Г.Немудров и др. М.: Недра, 1988. - 368 с.

10. Евлахов С.К. , Козобкова Н.А. Компаундирование- технология управления качеством нефти. Трубопроводный транспорт нефти. № 2, 2002. с 26-28

11. Набиев P.P., Гареев М.М. Автоматизация управления компаундированием высокосернистых нефтей// Нефтяное хозяйство.-1999.-№5.-С. 48-49.

12. Каталог ЦИНТИхимнефтемаш "Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов ", 1981.

13. Набиев P.P., Гареев М.М. Автоматизация процесса управления компаундированием высокосернистых нефтей на НПС "Нурлино"// Трубопроводный транспорт нефти.-1997.-№ 11.- С. 6-8.

14. РД 153-39.4-113-01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов АК "Транснефть". - Москва, 2002 г.

15. Тугунов П.И., Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: учебное пособие для ВУЗов/ П.И.Тугунов, В.Ф.Новоселов, А.А.Коршак и др.-Уфа:ДизайнПолиграфСервис,2002.- 594 с.

16. Гордеев О.Г., Иванова Н.С., Козобкова Н.А. Компаундирование высокосернистой нефти в составе магистрального транспорта АК "Транснефть"// Трубопроводный транспорт нефти. 1998. - № 2.- С. 5-10.

17. Патент № 2158437 Россия, С 1 7 G05 D 11/02 Автоматизированная система управления процессом компаундирования высокосернистых нефтей// Набиев P.P., Гареев М.М. (Россия) № 99112941.

18. Патент № 2248031 Россия, С 2 G 05D 11/02 Система управления процессом компаундирования нефтей по нескольким параметрам качества//Гареев М.М., Нагаев Р.З., Евлахов С.К. (Россия), 2003101827.

19. Колпаков Л.Г. Эксплуатация магистральных центробежных насосов: Учебное пособие. - Уфа: Изд. УНИ, 1988 - 116 с.

20. РД 08.00-60.30.00-КТН-016-1-05. Руководство по техническому обслуживанию и ремонты оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций. АК "Транснефть".- Москва, 2005 г.

Размещено на Allbest.ru