Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Вступ
Економічний розвиток та достаток будь-якої країни світу в значній мірі залежить від забезпеченості потреб промисловості вуглеводневими сировинними енергоносіями. Незалежно від того, чи ці енергоносії власного видобутку, чи імпортуються з інших країн до місця їх переробки вони повинні транспортуватися якимось видом транспорту: залізничним, водним, трубопровідним чи автомобільним. Кожний з цих видів транспорту енергоносіїв має свою економічно обґрунтовану сферу використання, яка залежить від об’ємів нафтопродуктів, що потрібно транспортувати, та дальності транспортування.
Найбільш економічно та технічно вигідним для транспортування нафти і нафтопродуктів серед всіх видів транспорту є трубопровідний транспорт, оскільки він в порівнянні з іншими видами транспорту має ряд суттєвих переваг: низька собівартість транспортування, невеликі питомі капітальні затрати на одиницю транспортної роботи і швидка окупність затрат, безперервний хід технологічного процесу транспортування, який практично не залежить від кліматичних умов, незначні втрати нафтопродукту при транспортуванні. Саме ці переваги зумовили широке застосування як в Україні так і в більшості промислово розвинених країнах світу для транспортування нафти та нафтопродуктів трубопровідних систем, основним завданням яких є зв’язок джерел видобутку нафти з місцями їх переробки чи споживання та забезпечення в повному обсязі потреб економіки держави нафтою та нафтопродуктами.
Всім відомо що нафта є “кров’ю в судинах” економіки будь-якої промислово розвинутої держави. Для кожної країни її економічна могутність та політична незалежність так чи інакше впирається в розв’язання проблем енергозабезпечення. Щороку Україна потребує близько 40 млн. тонн нафти. Реальний річний видобуток на власних родовищах становить 3-4 млн. тонн. Тому решту потреби, майже 90% “чорного золота” ми змушені отримувати з Росії. Такий монополізм є вкрай невигідним для України.
Тому для забезпечення потреб промисловості України в альтернативних джерелах постачання нафти було збудовано нафтопровід Одеса-Броди та морський нафтовий термінал “Південний” з проектною потужністю першої черги 8 млн. тонн на рік, а повна потужність після будівництва двох проміжних НПС та розширення резервуарного парку буде становити 40 млн. тонн нафти в рік, що зможе забезпечити потреби в сировині всієї промисловості України.
Україна, завдяки Одеському нафтовому терміналу, має доступ до азербайджанської нафти через грузинський порт Субса, до казахської нафти через Новоросійськ, до іракської та арабської нафти через Джейхан. Для України може стати доступною і північна нафта за умови будівництва нафтопроводу Броди-Гданськ.
Каспійська нафта набагато краща від російської. В її складі значно менше сірки та парафіну, вона багата на леткі компоненти і високоякісна. Вона придатна для виробництва різних пластмас, поліетилену, поліпропілену, поліхлорвінілу тощо. Такий широкий асортимент пластиків можна виготовляти в Калуші на Івано-Франківщині, де є великий завод “Оріана”, який працює не на повну потужність через недостатню кількість сировини.
Необхідно відмітити, що основне призначення нафтопроводу “Одеса-Броди” є постачання нафти на нафтопереробні заводи України для забезпечення її внутрішніх потреб. При нарощуванні потужностей нафтопроводу є можливість його використання для транзиту нафти.
1 Характеристика МНТ “Південний” і нафтопроводу Одеса-Броди
Морський нафтовий термінал “Південний” (МНТ “Південний”) є наймолодшим, недавно збудованим і зданим в промислову експлуатацію структурним підрозділом Філії “Магістральні нафтопроводи “Дружба” відкритого акціонерного товариства “Укртранснафта” (Філії МН “Дружба” ВАТ “Укртранснафта”).
МНТ “Південний” було збудовано для забезпечення потреб нафтопереробної промисловості України та країн Західної Європи альтернативними джерелами постачання нафти з країн Близького та Середнього Сходу, Казахстану, Азербайджану, які намагаються вийти з своєю каспійською нафтою на Середньоморське та Чорноморське узбережжя.
Тому в 1995 році було розпочато будівництво першої черги МНТ “Південний” з проектною потужністю 12 млн. тонн на рік. Повна потужність терміналу після будівництва двох проміжних НПС становить 40 млн. тонн на рік.
В серпні 2001 року було закінчено будівництво лінійної частини нафтопроводу Одеса-Броди діаметром Ду1020 мм. та довжиною 667 км., а в грудні 2001 року було закінчено будівництво першої черги МНТ “Південний” і він як об’єкт був введений в промислову експлуатацію.
В червні 2002 року було проведено заповнення лінійної частини нафтопроводу Одеса-Броди 0-52 км. та технології МНТ “Південний” технологічною нафтою з нафтопроводу Снігурівка-Одеса. Це дало змогу випробувати в роботі на нафті головні та підпірні агрегати, резервуари, дренажні насоси.
В серпні 2002 року на МНТ “Південний” було прийнято перший танкер з каспійською нафтою дедвейтом 100 тисяч тонн в кількості 38 тисяч тонн, що дало змогу випробувати в роботі причальні та морські споруди терміналу. В січні 2003 року було здійснено налив першого танкера російською нафтою дедвейтом 85 тисяч тонн. На даний час обсяг наливу становить 1,5 мільйона тонн російської нафти.
На даний час термінал готовий до ведення технологічного процесу прийому, зберігання, транспортування та наливу нафти. Основними завданнями на сучасному етапі є заповнення дільниці 52-667 км. нафтопроводу Одеса-Броди технологічною нафтою та забезпечення регулярних поставок нафти на термінал для її подальшого транспортування по трубопроводах до споживачів чи наливу на танкери.
До складу МНТ “Південний” входять:
- площадка причальних та портових споруд (нижня площадка);
- технологічна площадка;
- лінійна частина нафтопроводу Одеса-Броди.
Площадка причальних та портових споруд забезпечує швартовку та стоянку танкерів підчас проведення вантажних операцій на причалі 3Н малого Аджаликського (Григорівського) лиману Чорного моря в акваторії порту “Южний”. На даній площадці на причалі розміщені чотири гідравлічні поворотні врівноважені стендери фірми FMC моделі RCMA 16 ”55” діаметром 400 мм. кожен, які призначені для з’єднання маніфольдів танкера підчас проведення вантажних операцій з наземними трубопроводами – прийомним колектором Ду1020 мм., який переходить в колектор Ду1220 мм. Для зачистки залишків нафти з стендерів після закінчення вантажних операцій на причалі встановлений насос №2Н типу 1СЦЛ-20-24Г з подачею 30 м3/год та напором 54 м., який призначений для відкачки залишків нафти з стендерів в резервуари технологічної площадки.
Прийомний колектор Ду1220 мм. на вузлі пуску-прийому засобів очистки і діагностики (ОП) 41/3 з’єднується з блокувальними трубопрово дами Ду1220 та Ду 700 мм. Для зливу нафти з камер пуску-прийому ОП передбачена дренажна лінія Ду108 мм., яка з’єднує камери з дренажною ємністю об’ємом 13 м3. Для відкачки нафти в резервуари з даної ємності використовується насос №3Н типу 12НА-22*6 з подачею 150 м3/год та напором 54 м.
Дві паралельно прокладені нитки блокувальних трубопроводів Ду1220 мм. та Ду700 мм. призначені для з’єданння технології площадки причальних та портових споруд з резервуарним парком технологічної площадки. Довжина цих трубопроводів становить 2695 м. При нормальній роботі всі вантажні операції повинні здійснюватися по трубопроводу Ду1220 мм. Трубопровід Ду700 мм. прокладений як резервний варіант і призначений для звільнення трубопроводу Ду1220 мм. від нафти підчас проведення ремонтних робіт на ньому, підвищення надійності функціонування всього комплексу і при нормальній роботі не повинен використовуватися.
Для зачистки блокувальних трубопроводів від нафти на площадці причальних споруд використовується насос №1Н типу НПВ 300-60 з подачею 300 м3/год. та напором 60 м., який відкачує нафту з потрібного блокувального трубопроводу в резервуарний парк.
Кінець блокувальних трубопроводів знаходиться на технологічній площадці (вузол пуску-прийому ОП 41/2). На даному вузлі також встановлена дренажна ємність об’ємом 13 м3 для зливу нафти з камер пуску-прийому ОП та насос №4НД типу 12НА 9*4 з подачею 80 м3/год та напором 43 м, призначений для відкачки нафти з ємності в резервуарний парк. На вузлах пуску-прийому ОП 41/3 та 41/2 на кожному блокувальному трубопроводі встановлені сигналізатори проходження ОП типу УЛІС (ультразвуковий сигальний індикуючий пристрій) з дистанційною передачею сигналу про проходження ОП в систему АСУТП, встановлену на ПК в місцевому диспетчерському пункті (МДП).
Нафта насосним обладнанням танкера через стендери, прийомний колектор Ду1220 мм., вузол пуску-прийому ОП 41/3 та блокувальний трубопровід надходить на вузол пуску-прийому ОП 41/2 технологічної площадки, звідки через розподільний вузол 1 (див. графічний матеріал) надходить у прийомний колектор резервуарного парку на парну чи непарну сторону резервуарів. Також можна здійснювати в зворотньому (реверсивному) напрямку подачу нафти на нижню площадку для наливу в танкери по тій самій схемі.
З резервуарів парної чи непарної сторони нафта через колектор самоплином під дією гідростатичного тиску поступає на розподільчий вузол 12, звідки при потребі поступає в станційну технологію (на всмоктування підпірних насосів) при веденні внутрібазової перекачки. Коли здійснюється відкачка нафти в трубопровід до ЛВДС “Броди”, то після викиду підпірного насоса нафта поступає у всмоктувальний колектор магістральних насосів. Викидний колектор магістральної насосної з’єднаний з регулюючими заслінками, на яких при потребі здійснюється дроселювання надлишку тиску. Після регулюючих заслінок нафта надходить на вузол 41/1, що є 0 кілометром, початком нафтопроводу Одеса-Броди.
Налив нафти в танкери з резервуарного парку здійснюється самоплином під дією гідростатичного тиску стовпа нафти резервуарів та від’ємним значенням різниці геодезичних відміток площадки причальних та портових споруд та технологічної площадки. Тому нафта з резервуарів парної чи непарної сторони надходить до розподільчого вузла 1, звідки через засувки №8 та №9 поступає у блокувальні трубопроводи Ду1220 мм. та Ду700 мм. Кінець блокувальних трубопроводів на нижній площадці на вузлі 41/3, де при необхідності здійснюється дроселювання тиску засувками №202 на трубопроводі Ду1220 мм., та №205 на трубопроводі Ду700 мм. Після цих засувок нафта надходить у колектор Ду1220 нижньої площадки, який переходить у колектор Ду1020 мм., в який врізані чотири відводи Ду400 мм. з засувками, кожен з яких з’єднаний з стендером. Стендер під’єднується до маніфольда танкера. Після під’єднання стендерів та їх опресовки на герметичність по готовності команди танкера до завантаження розпочинаєть ся налив нафти на танкер.
Діаметри технологічних трубопроводів визначені гідравлічними розрахунками.
Прокладка технологічних трубопроводів (колекторів) резервуарного парку Ду1220мм прийнята в основному над землею на опорах, за винятком переходів під автодорогами.
Компенсація температурних подовжень вирішена за рахунок кутів поворотів трубопроводів та П-подібних компенсаторів.
На вузлах технологічних трубопроводів для дистанційного (з МДП) управління передбачені електропривідні засувки, які обладнані інтелектуальними електроприводами типу “Rotork”.
До складу споруд технологічного майданчика І-ої черги МНТ “Південний” входять:
- площадка пуску-прийому очисних і діагностичних пристроїв 41/2;
- резервуарний парк загальним об’ємом 200 000 м3 (десять резервуарів з плаваючою покрівлею РВС-20 000);
- вузол 12 (обв’язка резервуарного парку з станційною технологією та лінійною частиною);
- підпірна насосна;
- площадка дренажних ємностей ЕП-16;
- насосний цех № 1 з блоком маслосистеми;
- площадка з регулюючими заслінками;
- блок фільтрів - брудоуловлювачів;
- площадка пуску-прийому очисних і діагностичних пристроїв 41/1;
- технологічні трубопроводи;
- пожежна насосна;
- система промканалізації резервуарного парку та технологічної пло ща д ки;
- станція біологічної очистки побутових та дощових стоків.
Резервуарний парк МНТ “Південний” складається з десяти резервуарів вертикальних сталевих РВС 20000м3 кожен з плаваючою покрівлею, розміщених в два ряди (парна і непарна сторона). Резервуари об’єднані в дві групи: перша – шість резервуарів, відокремлених один від одного обвалуван ням, друга – чотири резервуари, відокремлених один від одного обвалуван ням. По периметру першої та другої груп резервуарів та між групами розміщена дорога для проїзду пожежної та автотранспортної техніки.
До прийомних та відкачуючих колекторів Ду1220 мм через запірну арматуру (фланцеві засувки Ду1000 з інтелектуальними електроприво дами Rotork), які розміщені за обвалуванням, паралельно підключені чотири (два прийомні і два відкачуючі) прийомно-роздавальні патрубки (ПРП) резервуа рів Ду720 мм., при вході яких в резервуар встановлена запірна заслонка з інтелектуальним приводом Limitork. Запірні заслонки призначені для швидкого (до 20 секунд) перектриття резервуару у випадку пошкодження трубопроводу. При нормальному режимі роботи при підключенні резервуару спочатку відкриваються заслонки, потім засувка, відключення проводиться у зворотньому порядку - спочатку повністю закривається засувка, після цього заслонки. Паралельно ПРП відкачуючого колектора після запірної заслонки змонтована труба Ду273, призначена для зачистки резервуару (відкачки донних залишків) перед виводом резервуару в ремонт оседіагональними насосами ОН-1 чи ОН-2 типу УОДН 170-150-125 з подачею 144 м3/год. та напором 24 м.
Прийомні та відкачуючі колектори резервуарів через вузол розв’язки 12 підключені до станційної технології та лінійної частини нафтопроводу Одеса-Броди.
Споруди МНТ “Південний” забезпечують:
- прийом нафти з танкерів;
- перекачку нафти по магістральному трубопроводу Одеса-Броди до ЛВДС “Броди”;
- відкачку нафти з резервуарного парку на НПС “Снігурівка” та НПС “Августівка” ;
- облік нафти в резервуарах;
- запуск і прийом засобів очистки чи діагностики магістрального та блокувальних трубопроводів;
- прийом нафти з магістрального трубопроводу Одеса-Броди в резервуар ний парк;
- здійснення внутрішньобазових перекачок нафти;
- налив нафти в танкери з резервуарного парку.
Станційна технологія МНТ “Південний” складається з:
- двох всмоктувальних колекторів підпірних насосів Ду1220 мм.;
- двох нагнітальних колекторів підпірних насосів (Ду800мм.– на всмок туван ня магістральних насосів та Ду1220мм.– на прийомний колектор резервуарного парку для здійснення внутрішньостанційних перекачок та наливу нафти в танкери);
- викидний колектор магістральних насосів Ду820мм.;
- регулюючі заслонки (2 штуки Ду520 мм. кожна);
- вузол пуску-прийому ОП 41/1, який з’єднує нагнітальну лінію магістральних насосів з лінійною частиною нафтопроводу Одеса-Броди для перекачки нафти на ЛВДС “Броди” чи нафтопровід “Снігурівка-Августівка”, або прийом нафти з лінійної частини через засувки 78 і 77 та фільтри-брудоуловлювачі в резервуарний парк;
- запобіжних скидних клапанів типу СППК 4Р 150*40, розміщених на вході магістральної насосної, фільтрів-брудоуловлювачів та прийомному і відкачуючому колекторах резервуарного парку, які з’єднані з скидним трубопроводом Ду720 мм і резервуарами №2 і №4. Через дану лінію надлишок тиску, який більший за тиск настройки скидних клапанів, скидується в резервуари.
- системи дренажів з фільтрів-брудоуловлювачів, регулюючих заслонок, магістральних та підпорних насосів, які з’єднані в одну дренажну систему Ду108 мм., яка під’єднана до двох підземних дренажних ємностей об’ємом 13м3 кожна. При досягненні максимального рівня нафти в даних ємностях спрацьовує поплавковий електричний сигналізатор рівня Omuv, який подає сигнал на АСУТП, де в свою чергу формується і видається команда автоматичного включення дренажних насосів №1НД або №2НД типу 12НА 9*4 з подачею 80 м3/год та напором 43 м, які відкачують нафту з дренажних ємностей у всмоктувальний колектор Ду1220 мм. підпірних насосів. Після відкачки дренажних ємностей спрацьовує сигналізація мінімального рівня, яка є основою для видачі автоматичної команди на відключення працюючого дренажного насоса системою АСУТП.
- підпірна насосна призначена для забезпечення безкавітаційної роботи магістральних насосів, здійснення операцій наливу нафти в танкери та внутрішньостанційних перекачок. Для забезпечення цього змонтовані два підпірні насоси НПВ-3600-90-3 з електродвигуном потужністю N=1250 кВт, напругою U=10 кВ та 1500 об/хв. у вибухозахищеному виконанні.
Насоси встановлені на відкритій бетонній площадці. Засувки обладнані електроприводами типу Rotork.
Збір витоків від ущільнень вала, випорожнення корпусу і трубопроводів проводиться в підземні дренажні ємності ЄП-16 (2 шт.).
Обв’язка підпірних насосів забезпечує послідовну роботу будь-якого підпірного насосного агрегату з магістральними агрегатами насосного цеху №1 та з колекторами резервуарного парку для здійснення внутрішньостан цій них перекачок.
- насосний цех №1 призначений для забезпечення об’ємів перекачки з врахуванням параметрів (продуктивності і напору) при відкачці нафти в магістральний нафтопровід в об’ємі 12 млн. тонн в рік та на перспективу 40 млн. тонн в рік встановлено три магістральні насосні агрегати НМ 3600-230 з подачею 1710, 1920 та 2120 м3/год., з електродвигуном у вибухозахищеному виконанні потужністю N=2000 кВт, напругою U=10 кВ та 3000 об./хв.
Оскільки насосні агрегати встановлено на відкритій бетонній площадці, для забезпечення змащування підшипників насосів та двигунів магістральних агрегатів встановлена маслоустановка з двома (основний та резервний) насосами подачі масла, яка розміщена в закритому опалювальному приміщенні.
Агрегатні засувки насосного цеху №1 обладнані електроприводом типу Rotork.
Збір витоків від торцевих ущільнень магістральних насосів та випорожнення насосів і трубопроводів проводиться в дренажні ємності ЄП-16 (2 шт.).
З підпірної насосної нафта під тиском 8-11 бар поступає у вхідний колектор магістральних насосних агрегатів. З входу магістральної насосної через магістральні насосні агрегати потік нафти під відповідним тиском через регулюючі заслонки попадає у вихідний колектор технологічної площадки, звідки під надлишковим тиском рухається по трубопроводу до кінцевих пунктів прийому.
Крім вищезазначеної основної схеми, насосні агрегати для їх функціонування обладнані допоміжними установками (обладнанням), а саме:
- система маслозмащування підшипників магістральних агрегатів;
- повітряне охолодження масла;
- припливно-витяжна вентиляція приміщень маслогосподарства;
- системами збору нафтовитоків.
Блок фільтрів-брудоуловлювачів (2 паралельних фільтра) призначений для очищення нафти від грубих механічних домішок та запобігання попаданню в резервуари сторонніх предметів.
Площадка з регулюючими заслонками призначена для регулювання тиску (при відкачці нафти) в магістральному трубопроводі. Для цього використовуються регулюючі заслонки (РЗ-1, РЗ-2) Ду500 мм., закриття-відкриття яких здійснюється електродвигуном, на який в залежності від потрібної величини відкриття чи закриття подається електричний струм різної частоти.
Крім згаданого вище основного обладнання на технологічній площадці МНТ “Південний” є ряд допоміжних будівель і споруд, а саме:
- блок зберігання масел (поз.133/1);
- трансформаторна підстанція РП 10 кВ;
- щитові (поз. 222/1-4);
- прожекторні щогли ПМЖ-22,8 (поз. 231/1-15);
- антенні блискавковловлювачі (поз. 235/1-3);
- дизель-генераторна електростанція (поз. 237);
- щитова-апаратна;
- антенна щогла ПМЖ-22.8;
- корпус допоміжних служб;
- пожежне депо на 2 автомашини з ПРУ;
- два підземні резервуари протипожежного запасу води ємністю по1 000 м3 кожний;
- резервуар для зберігання піноутворювача ємністю 25 м3;
- буферні резервуари-відстійники дощових вод та промислових стоків ємністю по 2 000 м3 (2 шт.);
- блок доочистки виробничо-дощових вод (промканалізації);
- блок очистки побутових стоків (побутова каналізація);
- піскова площадка;
- каналізаційна насосна станція дощових вод №1;
- каналізаційна насосна станція дощових вод №2;
- каналізаційна насосна станція очищених стічних вод;
- каналізаційна насосна станція побутових стічних вод.
Функціонування та управління всіма об’єктами технологічної площадки, площадки причальних та портових споруд, лінійної частини (електропривідні засувки, магістральні, підпірні агрегати, пожежна система, маслоблок, резервуарний парк, міксери, дренажні насоси, побутова та біоочистка) здійснюється за допомогою автоматизованої системи управління технологічним процесом (АСУТП), розробленою фірмою MMG AM NOVA (Венгрія) на платформі операційної системи реального часу QNX з використанням програмного забезпечення Modsoft. Дана АСУТП встановлена на ПК, що знаходяться в МДП МНТ “Південний”.
АСУТП включає два ієрархічні рівні:
- верхній рівень- місцевий диспетчерський пункт (МДП), який призначе ний для контролю за ходом технологічного процесу та безпосе ре дньо го управління об'єктом, як єдиним технологічним комплексом;
- нижній рівень - призначений для збору первинної вимірювальної ін фор ма ції по технологічних спорудах, її обробки та передачі на верхній рівень, а також для передачі управляючих дій з боку верхнього рівня на технологічне устаткування (насоси, засувки тощо).
З огляду на специфіку діяльності окремих технологічних комплексів АСУТП, по технологічній площадці реалізовані наступні підсистеми :
Підсистема контролю та управління насосним цехом №1 і підпірною насосною передбачає:
- управління, захист та аварійна зупинка насосних;
- програмне та повузлове управління і захист підпірних та магістральних насосних агрегатів;
- автоматичне регулювання тиску на вході та виході основної насосної;
- централізоване та повузлове управління маслонасосами;
- автоматичне та повузлове управління насосами в системі збору витоків;
- контроль пожежної безпеки та загазованості в маслоблоці і аварійна зу пин ка насосних агрегатів при аварійних ситуаціях;
- автоматичне пожежогасіння приміщення маслоблоку при пожежі;
- автоматичний контроль технологічних параметрів роботи обладнання і стану устаткування, захисне відключення та сигналізація при відхиленні їх від норми;
- переключення основного і допоміжного технологічного устаткування при їх відмові на резервне;
- відображення в МДП всіх параметрів роботи обладнання МНТ “Півден ний”.
Так як термінал побудований і зданий в експлуатацію недавно, все обладнання, яке встановлено, відповідає сучасним новинкам науки і техніки, особливо в галузі АСУТП. Це дає змогу звести до мінімуму затрати людської праці, особливо змінного персоналу, пов’язані з веденням технологічного процесу прийому, зберігання та транспортування нафти по трубопроводу та наливу нафти в танкери.
Резервуарний парк МНТ “Південний” є його одним з основних технологічних об’єктів, який призначений для прийому нафти з танкерів, із трубопроводу з ЛВДС “Броди” чи нафтопроводу “Снігурівка-Августівка”, зберігання нафти в резервуарному парку, відкачку нафти на ЛВДС “Броди” чи на НПС “Августівка”, налив нафти з резервуарів в танкери дедвейтом до 100 тисяч тонн, пришвартовані на причалі МНТ.
Резервуарний парк МНТ “Південний” складається з десяти резервуарів вертикальних сталевих РВС 20000 м3 кожен з плаваючою покрівлею. Резервуари розміщені в два ряди (парна і непарна сторона) і об’єднані в дві групи: перша (велике каре)- шість резервуарів, відділені один від одного обвалуванням, друга (мале каре)– чотири резервуари, відділені один від одного обвалуванням. За обвалуванням груп резервуарів прокладені два колектори діаметром Ду1220 мм. для прийому та відкачки нафти з резервуарів. Кожен резервуар через фланцеві клинові засувки Ду1000 мм. під’єднаний до прийомного та відкачуючого колекторів. Після засувок трубопроводи Ду1020 мм. переходять в чотири (два прийомні і два відкачуючі) прийомно-роздавальні патрубки (ПРП) діаметром Ду720мм. Закінчується кожен ПРП фланцевою запірною заслонкою з ходом 0-900. Запірні заслонки призначені для швидкого (до 20 секунд) перекриття резервуару у випадку пошкодження трубопроводів. Паралельно до ПРП відкачуючого колектора прокладено трубопровід діаметром Ду273 мм., який через ручну засувку Ду250 мм. з’єднаний з резервуаром, а другим кінцем- з відкачуючим ПРП після запірної заслонки. Даний трубопровід призначений для зачистки резервуару від донного залишку нафти при виводі його в ремонт.
Після трубопроводів прийомного та відкачуючого колекторів резервуарного парку Ду1220 мм. по периметру обвалування груп резервуарів та між обвалуваннями груп прокладена дорога для проїзду пожежної та автотракторної техніки.
За обвалуваннями також розміщені напірні кільця трубопроводів подачі піни (В10) та подачі води (В2) з пожежними гідрантами та двома електропривідними засувками на кожен резервуар, призначені для гасіння резервуару, що горить, та охолодження сусідніх резервуарів.
Всередині каре кожного резервуару розміщені колодці для збору дощових та промислових стоків, які з’єднані з загальним промканалізаційним колектором. В кожному колодці розміщена хлопавка з ручним приводом, призначена для запобігання попадання великих об'ємів нафти при механічному пошкодженні або переливі резервуару в промканалізацію. Хлопавки повинні бути постійно закриті. Їх відкривають тільки підчас дощу.
Технологічні та пожежні засувки кожного резервуару обладнані інтелектуальними електроприводами Rotork, а запірні заслонки- інтелектуальними електроприводами Limitork, які управляються в місцевому та дистанційному (з МДП) режимах.
Будівельні металоконструкції резервуарів РВС 20000 м3 з плаваючою покрівлею виконані в формі вертикальних циліндрів (див. графічний матері ал), які складаються з днища, стінки і плаваючої покрівлі.
Днище резервуару і центральна частина плаваючої покрівлі виготовлені у вигляді полотнищ, які транспортувалися до місця монтажу завернутими в рулони. Стінка резервуару змонтована методом зварювання окремих листів сталі 09Г2С, розміром 1,5*6м. Днище резервуару складається з центральної частини, виконаної з листів товщиною 7 мм. і потовщених окрайок товщиною 14мм. Окрайки сприймають згинний момент, що передається на днище нижньою частиною вертикальної стінки резервуару. Товщина стінки резервуару від 24 мм. (1 пояс) до 10 мм., в залежності від номеру поясу. Внутрішні поверхні всіх поясів резервуару встановлені без зміщення стикових кромок, що забезпечує плавне переміщення плаваючої покрівлі з герметизуючим ущільненням. Для надання стінці резервуару більшої стійкості при дії вітрового навантаження і розтягуючої сили по її верхньому краю змонтовано кільце жорсткості, яке одночасно виконує функцію кільцевої площадки обслуговування.
Плаваюча покрівля, змонтована у вигляді металевого настилу, утримується на плаву понтонним кільцем, яке зібране із окремих елементів (коробів). Плавучість понтонного кільця забезпечується наявністю ізольованих відсіків. Люки, які є в кожному відсіку короба, дозволяють контролювати герметичність відсіків підчас експлуатації резервуару. В кожному відсіку короба для зливу нафти передбачена пробка. Центральна частина плаваючої покрівлі, виготовлена з листового настилу, під’єднана до понтонного кільця з таким розрахунком, щоб вона не відчувала підпору нафти. В пустому резервуарі плаваюча покрівля опирається на 63 стійки висотою 2,5 м.
Для координації руху плаваючої покрівлі встановлені дві направляючі із труб діаметром 530 мм., які одночасно виконують функцію регулятора тиску між покрівлею і затвором.
Для обслуговування обладнання, встановленого на резервуарі, змонтовані зовнішня шахтна і внутрішня катуча драбини.
Умови експлуатації резервуарів РВС 20000 м3 з плаваючою покрівлею МНТ “Південний” наведені в таблиці 1.1.
Таблиця 1.1- Умови експлуатації резервуарів МНТ
|
Назва параметра |
Величина |
|
Нормативне значення маси снігового покриву |
50 кгс/м2 (1 район) |
|
Нормативне значення вітрового тиску |
38 кгс/м2 (2 район) |
|
Мінімальне значення температури повітря |
-270С |
|
Сейсмічність району |
7 балів |
|
Продукт, що буде зберігатися |
Нафта |
|
Густина продукту |
0,7-1,0 т./м3 |
|
Внутрішній надлишковий тиск в газовому просторі резервуару |
відсутній |
|
Розрідження повітря (вакуум) |
відсутній |
Продовження таблиці 1.1.
|
Назва параметра |
Величина |
|
Резервуар номінальним об’ємом 20000 м3 з плаваю чою покрівлею призначений для прийому, зберігання та відкачки нафти |
|
|
Внутрішній діаметр |
39,900 м. |
|
Висота стінки |
17,940 м. |
|
Максимальна висота заповнення при верхньому крайньому положенні плаваючої покрівлі (рівень гідровипробовування) |
1680 см. |
|
Мінімальний робочий рівень |
160 см. |
|
Максимальний робочий рівень |
1650 см. |
|
Мінімальний робочий рівень для роботи міксера |
260 см. |
|
Максимальний аварійний рівень |
1667 см. |
|
Висота установки піногенераторів |
1818 см. |
|
Маса сталевих конструкцій (без ущільнюючого затвора) в тому числі: плаваючої покрівлі з опорними стойками катучої драбини |
526463 тонн 90 тонн 11,2 тонни |
|
Діаметер приймально-роздавальних патрубків |
700 мм. |
|
Кількість ПРП |
4 шт. |
|
Віддаль від дна до осі ПРП |
700 мм. |
|
Пропускна здатність одного вогневого запобіжника |
500 м3/год. |
Для забезпечення нормальної роботи резервуарного парку МНТ “Південний” та запобігання виникненню аварійних ситуацій при його повсякденній експлуатації розроблена технологічна карта резервуарного парку, куди внесені всі мінімальні і максимальні параметри роботи кожного з резервуарів (додаток Г). Тому підчас прийому чи відкачки нафти з резервуарів змінний персонал повинен дотримуватися вимог даної технологічної карти. Порушувати вимоги технологічної карти не можна.
На обидвох направляючих встановлені вентиляційні патрубки з вогневими запобіжниками типу ОП-500, які призначені для перешкоджання проникнення іскор і полум’я в газовий простір резервуару. Дія вогневого запобіжника основана на принципі поглинання тепла полум’я або іскри матеріалом касети, зарахунок чого температура падає нижче температури спалаху парів нафтопродукту і відбувається погашення.
На верхній кромці першої направляючої встановлений фланець, на якому розміщений поплавковий прилад вимірювання рівня Enraf, на другій направляючій встановлений замірний люк для ручного заміру рівня рулеткою та відбору проб нафти для проведення лабораторного аналізу.
При заповненні порожнього резервуару нафтою до моменту сплиття плаваючої покрівлі пароповітряна суміш через направляючі витісняється в атмосферу. При цьому об’єм закачки не повинен перевищувати 1000 м3/год.
Доступ на плаваючу покрівлю резервуару здійснюється з зовнішньої сторони резервуару через шахтну драбину, перехід і катучу драбину. Верхній кінець катучої драбини шарнірно спирається на площадку, закріплену на стінці резервуару. Нижній кінець катучої драбини має котки, зарахунок яких драбина в залежності від рівня заповнення резервуару пересувається по рейках, розміщених на опорній фермі. Щаблі драбини незалежно від кута нахилу драбини до вертикалі залишаються завжди в горизонтальному положенні.
На резервуарі також встановлений поплавковий сигналізатор аварійного рівня Omuv, який при рівні 1667 см. видає сигнал на АСУТП, звідки формується команда на автоматичне перекриття засувок та заслонок резервуару. Це дозволяє запобігти переливу резервуару.
По зовнішньому краю понтона прокладені два паралельні термокабеля, які при виникненні пожежі на резервуарі змінюють свій опір. При зміні опору двох термокабелів на однакову величину формується сигнал пожежі, який передається на АСУТП, де в свою чергу формується команда на автоматичне включення пожежної насосної та відкриття засувки з розчинопроводу на резервуар, що горить. На верхній кромці стінки резервуару на висоті 2 м. встановлені також шість інфрачервоних датчиків полум’я, які здійснюють вторинний контроль за відсутністю пожежі на резервуарі. Сигнал з цих датчиків містить тільки інформаційний характер (повідомлення), тому ніяких автоматичних команд не видає.
Для гасіння пожежі на верхній кромці стінки резервуару по периметру втановлено п’ять піногенераторів піни низької кратності з пінозливом (ГПНПС). ГПНПС призначені для отримання із водного розчину піноутворювача повітряно-механічної піни низької кратності і подачі її зверху в кільцевий затвор між понтоном і стінкою резервуару.
На нижньому поясі резервуару встановлені:
1) приймально-роздавальні патрубки Ду720мм. в кількості 4 шт., обладнані запірними заслонками типу L32.1 118-PN-16 з електроприводами інтелектуального типу Limitork;
2) трубопровід Ду270мм. з ручною засувкою, призначений для зачистки резервуару від донних залишків перед виводом в ремонт зачисними оседіагональними насосами ОН-1 чи ОН-2 типу УОДН 170-150-125 з подачею 144 м3/год та напором 24м.;
Встановлений міксер на фланці круглого люка-лазу 1 поясу резервуару.
На плаваючій покрівлі встановлені:
1) люк світловий Ду500- 4 шт.;
2) люк монтажний Ду1000- 1 шт.;
Діаметер плаваючої покрівлі на 400 мм. менший від діаметра резервуару. Зазор між покрівлею і стінкою ущільнюється гумовим затвором. Також гумовим затвором ущільнюється проміжок між направляючими трубами і покрівлею.
Захист покрівлі від статичної електрики виконаний шляхом її з’єднання з стінкою резервуару гнучким мідним кабелем мінімум в чотирьох точках. Опір заземлення резервуару не повинен перевищувати 100 Ом і застосовується для захисту резервуару від статичної електрики і електростатичної індукції. Заземлення резервуару виконано у вигляді стержневих вертикальних заземлювачів довжиною 5 м., що з’єднані між собою і з резервуаром сталевою стрічкою. Для захисту резервуару від корозійного впливу грунту, а також для його захисту від статичної електрики стінка резервуару з’єднана з протекторами, які знаходяться в землі.
Антикорозійний захист всіх внутрішніх поверхонь резервуару виконаний антистатичними грунт-емалями марки Елакс ЕП-5123 з товщиною покриття після висихання від 190 до 210 мкм. Антикорозійний захист зовнішніх поверхонь резервуару, зовнішньої поверхні плаваючої покрівлі, внутрішньої поверхні коробів виконаний двома шарами алкідно-уретанової емалі АУ-199 по одному шару грунтовки ГФ-021. Товщина одношарового покриття емалі після висихання становить 20-35 мкм. Шахтна та катуча драбини і площадки обслуговування покриті двома шарами емалі ПФ-1189.
Крім описаного вище обладнання, яке встановлено на кожному резервуарі МНТ “Південний”, на резервуарах №2 і №4 на нижньому поясі змонтовано по одному патрубку Ду720, до яких під’єднаний колектор скиду тиску нафти, більшого за тиск настойки запобіжних скидних перепускних клапанів, встановлених на вході магістральної насосної, фільтрах-брудовловлювачах та прийомному і відкачуючому колекторах резервуарного парку.
1.2 Характеристика траси нафтопроводу Одеса-Броди
Початок лінійної частини нафтопроводу Одеса-Броди - 0 кілометер на вузлі пуску-прийому очисних пристроїв МНТ “Південний”, кінець траси – 667 кілометер на вузлі прийому очисних пристроїв (ОП) ЛВДС “Броди” нафто про во ду “Дружба”.
Переважний напрямок траси нафтопроводу північно-західний, паралельно до залізниці Одеса-Хмельницький-Тернопіль-Львів. Траса проходить по горбисто-рівнинній місцевості, розсіченими долинами річок, сформованими у вигляді канйонів, ярами і балками причорноморської низовини з коливаннями висот від 30 до 150 м.
Дальше траса проходить по Волинсько-Подільській височині, що є вододілом між басейнами річок Дніпро і Південний Буг. Рельєф місцевості горбисто-рівнинний з коливанням висот від 120 до 370 метрів, на підході до ЛВДС “Броди” після 650 км. рельєф рівнинний.
Траса нафтопроводу проходить через села: Візірка, Комінтернівське, Зоринове, Олександрівна, Чорногірка - Комінтернівського району Одеської області, Сербка, Силовка – Іванівського району Одеської області, Софіївка, Новосвєтівка, Орджонікідзе, Малігонове, Ново-Зарицьке – Ширяєвського району Одеської області, НПС “Степова” розташована біля села Петрівка, наступний лінійний вузол КП – село Гідерим Котовського району Одеської області, Семено-Карпівка, Кодима, Козлівка – Кодимського району Одеської області, Тернівка, Коморгород, Юліампіль, Юхимівка, Мурафа Велика – НПС “Кам’яногірка” – Вінницької області, Северинівна, Токарівка, Старий Майдан, Черешенка, Голосків, Череповка, Катеринівка, Купель – Хмельницької області, Пальчиці, Айова, Заруддя, Очеретне, Панасівна, Лукаші та кінцевий пункт нафтопроводу ЛВДС “Броди” – Львівської області.
По трасі нафтопроводу через 12-22 км розміщені лінійні контрольні пункти (КП) та лінійні відсікаючи засувки, які призначені для відсічення дільниці нафтопроводу при виникненні аварії. В місцях переходу траси нафтопроводу через великі водні перешкоди лінійні КП та засувки встановлені по обидва боки водної перешкоди, що дозволяє зменшити кількість нафти, пролитої на поверхню води при виникненні аварії на даному переході.
Траса нафтопроводу перетинає такі великі річки: Куяльник, Великий Куяльник, Мурафа, Вовк, Південний Буг, Збруч, Бірківа.
Клімат району проходження траси нафтопроводу помірно-континентальний з теплим і вологим літом і м’якою зимою. Середні температури повітря зимова –60 С, літня - +180 С, кількість опадів – до 300 мм. за рік.
В районі проходження траси нафтопроводу розташована мережа автошляхів та автомагістралей з твердим асфальтовим покриттям та мостами великої вантажності. На всій протяжності траса перетинає велику кількість залізниць, автодоріг, водних перешкод, підземних та наземних комунікацій.
Район проходження траси нафтопроводу характеризується густорозмі щени ми населеними пунктами та промисловими підприємствами. Від 0 до 40 кілометра траса прокладена в одному технологічному коридорі з двома нитками нафтопроводу Кременчук-Одеса. В таблиці 1.2 наведені комуніка ції, які перетинає траса.
Таблиця 1.2- Комунікації, що перетинає трасою нафтопроводу Одеса-Броди
|
Назва комунікації |
Одиниці виміру |
Кількість |
|
Автошляхи |
шт. |
128 |
|
Залізниці |
шт. |
15 |
|
Підземні комунікації |
шт. |
132 |
|
Лінії електропередач і лінії зв’язку |
шт. |
316 |
|
Водні перешкоди |
шт. |
15 |
|
Струмки |
шт. |
37 |
|
Балки і яри |
шт. |
51 |
Вибір труб при будівництві нафтопроводу виконувався за такими критеріями:
Вибір товщин стінок труб виконувався за графіком гідравлічних нахилів, при цьому максимально можливий тиск в трубопроводі приймався по максимальній результуючій епюрі з врахуванням реверсивності перекачки. Для вибору оптимальних за якістю та ціною труб в проекті пропонувалися труби виробництва Новомосковського та Харцизького трубних заводів. Для будівництва траси нафтопроводу були використані труби Новомосковського трубного заводу та труби з заводською ізоляцією Харцизького трубного заводу.
По трасі трубопроводу з інтервалом 12-18 км всановлена відсікаюча арматура – клинові засувки Ду 1000 Ру 80 виробництва Пенза Росія, обладнані інтелектуальними приводами Rotork. Вузол лінійної засувки складається з засувки, з інтелектуальним електроприводом Rotork, двох інтелектуальних датчиків тиску Fisher, встановленими перед та після лінійної засувки, термометра опору для контролю температури стінки трубопроводу, ультразвукового датчика контролю за проходженням очисних та діагностичних пристроїв по тру бо про во ду, понижувальний трансформатор, для забезпечення електрожи в лен ня привода засувки та контрольного пункту системи лінійної телемеханіки та зв’язку, станції катодного захисту. Система лінійної телемеханіки передбачає дистанційне (з МДП та ЦДП) управління лінійними засувками по трасі нафтопроводу, відображення значення тисків до і після лінійної засувки, відображення стану лінійної засувки (відкрита, закрита, в проміжному положенні, процент відкриття), потенціалу трубопроводу, температури стінки трубопроводу, сигналізацію проходження очисних пристроїв, сигналізацію відкриття дверей блок-боксу КП, сигналізацію наявності напруги на кожному високовольтному вводі КП, сигналізацію наявності напруги в колі управління засувкою та напруги живлення апаратури КВП та зв’язку.
Захист трубопроводу та запірної арматури від корозії здійснюється влаштуванням ізоляційного покриття зовнішньої поверхні труби і арматури та застосуванням електрохімічного захисту.
Нафтопровід прокладений під землею на глибині 1 метр від верхньої твірної труби згідно з вимогами СНИП 2.05.06.85. на переходах через водні перешкоди в русловій частині трубопровід прокладено нижче розрахункової лінії розмиву дна. На ділянках, що прокладені в гравійно-скельних або гравійно-галькових грунтах ізольований трубопровід укладений на подушку з м’якого мінерального грунту товщиною 0,2 м. з засипкою тим же грунтом на висоту 0,2 м. над поверхеню труби. Кути поворотів трубопроводу у вертикальній і горизонтальній площинах виконані з відводів холодного гнуття у відповідності з вимогами ГОСТ 24950-81. На обводнених ділянках трубопровід привантажено від всплиття залізобетонними баластними пристроями типу УБКм. На переходах водостоків при прокладанні трубопроводу баластування виконувалось кільцевими гавезними чи нелакокам’янистими пристроями. Ділянки трубопроводу, які перетинають залізниці та автодороги укладені в захисні кожухи. Для захисту ізоляційного покриття трубопроводу від механічних пошкоджень при виконанні переходів через водні перешкоди виконана суцільна футеровка трубопроводу дерев’яними рейками.
Вздовж нафтопроводу прокладено паралельно оптоволоконний кабель зв’язку, який має пластмасове покриття і оболонку зверху броні.
Кінець траси нафтопроводу Одеса-Броди (667 км.) на вузлі прийому засобів очистки і діагностики ЛВДС “Броди” нафтопроводу “Дружба”. Від цього вузла нафта поступає в приймальний колектор резервуарного парку, до якого підключені резервуари.
1.3 Характеристика технологічної схеми і обладнання ЛВДС “Броди” як кінцевого пункту нафтопроводу Одеса-Броди
Лінійна виробничо-диспетчерська станція “Броди” (ЛВДС “Броди”) є структурним підрозділом Філії “Магістральних нафтопроводів “Дружба” відкритого акціонерного товариства “Укртранснафта”.
ЛВДС “Броди” є однією з головних нафтоперекачувальних станцій нафтопроводу “Дружба” і поки що кінцевим пунктом новозбудованої нафтопровідної системи Одеса-Броди. Працює ЛВДС “Броди” уже більше 40 років, забезпечуючи:
До складу технологічних об’єктів ЛВДС “Броди” входять:
З нафтопроводу Міхалки-Броди нафта через фільтри та вузли обліку по кожній черзі надходить в резервуарний парк. З резервуарного парку нафта поступає на вхід підпірної насосної першої чи другої черги, звідки подається під чиском 4-8 бар на вхід основної насосної першої чи другої черги. По першій черзі основні насоси можуть працювати на паралельну роботу. По другій черзі основні насоси працюють послідовно. Викид основних насосів по кожній черзі з’єднується з викидним колектором та вузлом регулювання, після якого нафта поступає в нафтопровід Броди-Карпати. Технологія забезпечує незалежно від того, яка насосна працює перекачку нафти однією насосною одночасно по двох чергах магістрального нафтопроводу (першій діаметром 520 мм., та другій діаметром 720 мм.). Для ведення внутрібазових перекачок нафти можна використовувати як підпірні так і наливні насоси. Налив нафти в вагоно-цистерни здійснюється з одночасним паралельним використанням підпірних насосів першої черги та наливних насосів. Налив всього маршруту (48 вагоно-цистерн) здійснюється за 1 годину 35 хвилин.
Також технологія ЛВДС “Броди” дозволяє здійснювати прийом нафти з нафтопроводу Одеса-Броди в резервуарний парк з можливістю її подальшого транспортування по нафтопроводу “Дружба” чи на перспективу після будівництва по нафтопроводу Броди-Гданськ до здавальних пунктів у Польщі.
Всі технологічні параметри роботи основного і допоміжного обладнання ЛВДС “Броди” контролюються АСУТП, основаною на схемах релейного захисту і автоматики. Централізоване та повузлове управління основним та допоміжним технологічним обладнанням здійснюється з місцевого диспет чер ського пункту та центрального диспетчерського пункту зі Львова.
Крім основних технологічних об’єктів на ЛВДС “Броди” є ряд допоміжних споруд:
Так як обладнання експлуатується уже тривалий час (більше 40 років) воно є фізично та морально застарілим, тому поступово проводиться модернізація та заміна обладнання на нове та більш досконале.
1.4 Фізико-хімічні властивості транспортованої нафти
Виходячи з сучасної ринкової ситуації та потреб економіки України нафтопровід Одеса-Броди повинен забезпечувати ці потреби каспійською нафтою, яка є набагато краща по якості і хімічному складу та є менш парафінистою за російську.
Але на сьогоднішній день, виходячи з політичних та деяких інших об’єктивних причин не можна однозначно сказати коли ця нафта буде транспортуватися нафтопроводом Одеса-Броди. На перших етапах його експлуатації більш ймовірним стає транспортування даним нафтопроводом російської нафти.
Тому для виконання подальших гідравлічних розрахунків в наступних розділах даного дипломного проектубудуть потрібні фізико-хімічні властивості двох сортів нафт: каспійської (СРС Bland) та російської (Urals).
В таблиці 1.3 наведені основні фізико-хімічні властивості двох сортів нафт, визначені лабораторним способом.
Таблиця 1.3- Основні фізико-хімічні властивості нафт, що будуть транспортуватися по нафтопроводу Одеса-Броди
|
Параметр |
Значення |
|
|
CPC Bland (каспійська) |
Urals (російська) |
|
|
Густина нафти при 00С, кгм3 |
803,2 |
878,5 |
|
Густина нафти при 100С, кгм3 |
795,8 |
871,9 |
|
Густина нафти при 200С, кгм3 |
788,7 |
865,4 |
|
Кінематична в‘язкість нафти при 00С, сСт |
3,2 |
48,41 |
|
Кінематична в‘язкість нафти при 100С, сСт |
2,53 |
30,6 |
|
Кінематична в‘язкість нафти при 200С, сСт |
2,0 |
19,36 |
При експлуатації нафтопроводу протягом року змінюється температура грунту на глибині укладання трубопроводу, що в свою чергу призводить до зміни режимів роботи нафтопроводу. Значення температур грунту на глибині укладання трубопроводу для даного району проходження траси наведені в таблиці 1.4
Таблиця 1.4- Значення середньомісячних температур грунту на глибині укладання трубопроводу
|
Місяць |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
Темпе ратура (0С) |
3,4 |
2,4 |
1,9 |
4,2 |
8,7 |
14,8 |
21,4 |
22,8 |
21,7 |
17,7 |
12,3 |
8,6 |
Гідравлічні розрахунки та розрахунки пропускної здатності та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди, які будуть виконані в наступних розділах дипломного проекту, виконаємо для найгірших умов його роботи – мінімальній температурі грунту на глибині укладання трубопроводу, яка буде в березні місяці і буде становити 1,90С.
Визначимо значення густини і кінематичної в’язкості двох сортів нафт при температурі 1,90С за формулами.
|
, |
(1.1) |
де ρ20 – густина нафти при температурі 20°С;
t – розрахункова температура;
ζ – температурна поправка, визначається за формулою
|
|
(1.2) |
Підставивши у формули (1.2) та (1.1) дані отримаємо результати:
для російської нафти
для каспійської нафти
Визначимо значення кінематичної в’язкості для двох сортів нафт при температурі 1,9°С з використанням моделі Фогеля-Фульчера-Таммана за формулами
|
(1.3) |
де а, в, с – коефіцієнти моделі Фотеля-Фульчера-Таммана, визначаються за формулами
|
, |
(1.4) |
де t1= 0°С, t2= 10°С, 1 – в’язкість нафти при температурі t1, 2 – в’язкість нафти при температурі t2.
|
, |
(1.5) |
де t3= 20°С, k- коефіцієнт моделі Фотеля-Фульчера-Таммана, визначається за формулою.
|
, |
(1.6) |
де 3 – кінематична в’язкість нафти при температурі t3= 20°С
|
, |
(1.7) |
Підставивши у формули (1.6), (1.5), (1.6), (1.4) та (1.7) дані отримаємо результати:
Для російської нафти URALS
Для каспійської нафти СРС BLAND
Результати проведених вище обчислень густини та кінематичної в’язкості двох сортів нафт при температурі перекачування t= 1,9°С наведені в таблиці 1.4
Таблиця 1.4- Значення розрахункових густин та кінематичної в’язкості нафт при температурі перекачування t=1,9°С
|
Параметер |
Значення |
|
|
СРС BLAND (каспійська) |
URALS (російська) |
|
|
Густина , кг/м3 |
803,0 |
877,8 |
|
Кінематична в’язкість , сСт |
3,19 |
44,38 |
Важливим моментом при проведенні гідравлічних розрахунків пропускної здатності та енергетичних параметрів роботи нафтопровідних систем є вибрана методика розрахунку коефіцієнта гідравлічного опору , так як практичні результати роботи магістральних нафтопроводів свідчать, що в більшості випадків фактичний гідравлічний опір трубопроводу перевищує теоретичне розрахункове значення.
Тому порівняльний аналіз розрахунку гідравлічного опору трубопроводу за методиками Блазіуса та Колбрукка і обґрунтування більш точної методики гідравлічного розрахунку виконані в даному розділі дипломного проекту.
Важливою частиною технологічних розрахунків магістральних нафтопроводів як при їх проектуванні, так і при експлуатації, є гідравлічні розрахунки. Вони дозволяють визначити пропускну здатність нафтотранспортної системи, розрахувати режими роботи нафтоперекачуваль н их станцій і лінійної частини трубопроводу при заданій витраті нафти, розробити оптимальні способи регулювання режимів транспортування нафти.
Результати промислових перекачувань нафти свідчать, що в більшості випадків фактичний гідравлічний опір перевищує теоретично розраховане значення. Однією з причин цього явища є недосконалість методів гідравлічного розрахунку технологічних трубопроводів.
Основна складність гідравлічного розрахунку трубопроводу полягає у достовірному визначенні коефіцієнта гідравлічного опору, який у загальному випадку є функцією числа Рейнольдса і абсолютної шорсткості внутрішньої поверхні труб .
Традиційна методика розрахунку коефіцієнта гідравлічного опору в магістральних нафтопроводах полягає у використанні різних математичних моделей залежно від того, в якій зоні турбулентного режиму відбувається процес перекачування нафти.
Норми технологічного проектування магістральних нафтопроводів пропонують в зоні гідравлічно гладких труб коефіцієнт гідравлічного опору розраховувати за емпіричною формулою Блазіуса
, (2.1)
а в зоні змішаного тертя використовувати наступну емпіричну модель, яка не має теоретичного обгрунтування
, (2.2)
де - коефіцієнт моделі, значення якого залежать від діаметра трубопроводу.
Норми містять також таблицю значень першого перехідного числа Рейнольдса для кожного стандартного діаметра нафтопроводу.
Слід вказати, що формула (2.2) та наведені значення перехідних чисел Рейнольдса одержані при конкретному значенні абсолютної еквівалентної шорсткості труби, що складає мм для труб з малим діаметром (до 377 мм включно) і мм для більших діаметрів труб. Тому дана методика розрахунку коефіцієнта гідравлічного опору не може бути використана при проведенні гідравлічних розрахунків діючих нафтопроводів, шорсткість внутрішньої поверхні яких суттєво різниться від нормативного значення.
Існуючі методики експлуатаційних гідравлічних розрахунків нафтопроводів передбачають використання формули Блазіуса в зоні гідравлічно гладких труб та однієї з напівемпіричних залежностей (формул Ісаєва, Френкеля, Альтшуля тощо) в зоні змішаного тертя. Такий підхід має ряд недоліків, основними з яких є наступні:
- відсутні однозначні критерії, що дозволяють визначити умови переходу від гідравлічно гладких труб до зони змішаного тертя. Так, наприклад, для трубопроводу діаметром =700 мм при абсолютній еквівалентній шорсткості =0,1 мм перше перехідне число Рейнольдса, розраховане за різними методиками, знаходиться у широкому діапазоні від 70000 до 668000. Виникає питання - яке з цих значень перехідного числа Рейнольдса слід закладати в обчислювальний алгоритм;
- формули, які дозволяють визначити коефіцієнт гідравлічного опору тільки певній зоні гідравлічного режиму, не стикуються на границях зон тертя, тобто при числах Рейнольдса, близьких до перехідних чисел Рейнольдса. Це робить неможливим розробку обчислювальних алгоритмів і програм, в яких реалізується метод послідовних наближень при визначенні гідравлічних характеристик нафтопроводу;
- формула Блазіуса дає достовірні результати тільки при числах Рейнольдса менших від 70000-100000. Згідно з напівемпіричною теорією турбулентності для нафтопроводів великого діаметра перехід від гідравлічно гладких труб до зони змішаного тертя відбувається при числах Рейнольдса значно більших за 100000. Тому виникає необхідність використання, окрім формули Блазіуса, що одної моделі для коефіцієнта гідравлічного опору у зоні гідравлічно гладких труб. Це ще більше загострює проблему стикування різних моделей для коефіцієнта гідравлічного опору при розробці обчислювальних алгоритмів та програм.
Труднощів, пов’язаних з визначенням достовірних границь переходу від однієї зони турбулентного руху до іншої, з виникненням стрибкоподібних змін значень коефіцієнта гідравлічного опору при переході від однієї моделі до іншої, з зацикленням розрахунків на ЕОМ при реалізації методу послідовних наближень, можна уникнути, використовуючи в обчислюваль них алгоритмах універсальні моделі для визначення коефіцієнта гідравлічно го опору в турбулентному потоці. Найбільш доцільним є використання в обчислювальних алгоритмах формули Колбрука, яка об’єднує формули Прандтля для гідравлічно гладких і шорстких труб з допомогою інтерполя цій ної перехідної функції, враховує вплив на гідравлічний опір одночасно в’язкості та шорсткості труби і тому придатна для всіх зон турбулентного руху.
. (2.3)
Формула Колбрука у більшості країн світу використовується як основна формула для гідравлічного розрахунку трубопроводів різного призначення.
Результати розрахунків свідчать, що використання формули Колбрука для явно вираженої зони гідравлічно гладких труб, що часто має місце для магістральних нафтопроводів, суттєво завищує гідравлічний опір системи, бо не враховує явища гідравлічної гладкості труби. Це доказує необхідність попередньої модифікації формули (2.3) перед використанням її в обчислювальних програмах. Методика внесення змін у дану модель наведена нижче.
З точки зору гідромеханіки, перехід від гідравлічно гладких труб до зони змішаного тертя відбувається тоді, коли товщина ламінарного прошарку стає такою ж, як величина виступів шорсткості .
Згідно з напівемпіричною теорією турбулентності можна допустити справедливість наступного виразу
, (2.4)
де
- дотичні напруження в потоці рідини;
- густина рідини;
- швидкість руху рідини в перерізі, що співпадає з виступами шорсткості порожнини труби;
- кінематична в’язкість рідини.
Використовуючи результати експериментальних досліджень Нікурадзе, можна одержати наступний вираз для границі існування гідравлічно гладких труб:
. (2.5)
Після підстановки відомого виразу для товщини ламінарного прошарку одержують наступний вираз для визначення границь використання моделей для гідравлічно гладких труб:
. (2.6)
Слід відмітити, що формули (2.4) - (2.6) справедливі для ідеалізованої зернистої шорсткості внутрішньої поверхні трубопроводу. Шорсткість технічних трубопроводів характеризується виступами, що мають різну величину, форму та густоту розміщення. Тому для практичних розрахунків широко використовується поняття абсолютної еквівалентної шорсткості , яка закладається у всі розрахункові моделі, і може бути визначена достовірно лише за результатами експериментальних досліджень при конкретних умовах експлуатації. Для практичних розрахунків нафтопроводів використовуються значення еквівалентної шорсткості труб, одержані Альтшулем. Вони не завжди адекватно описують стан внутрішньої поверхні діючих трубопровідних систем.
Як вказувалось вище, фактична шорсткість нафтопроводів суттєво різниться від ідеалізованої зернистої шорсткості. Очевидно, що для технічних трубопроводів перехід від гідравлічно гладких труб до зони змішаного тертя відбувається при числах Рейнольдса менших від перехідного, обчисленого за формулою (2.6). Для технічних трубопроводів вже при числах Рейнольдса більших за 3000-4000 найбільші виступи шорсткості виходять за межі ламінарного прошарку, попадають в турбулентне ядро і починають впливати на величину гідравлічного опору. Чим більше значення числа Рейнольдса, тим більше розвинутий турбулентний потік і більша частка виступів шорсткості впливає на гідравлічний опір трубопроводу. Враховуючи дані міркування, можна ввести поняття ефективної еквівалентної шорсткості труби за умовою:
, (2.7)
де - абсолютна еквівалентна шорсткість труби за Альтшулем;
- перше перехідне число Рейнольдса, яке знайдене із рівняння (2.6) при еквівалентній шорсткості труби за Альтшулем.
Значення ефективної еквівалентної шорсткості труби замість величини підставляється у формулу Колбрука (2.3), з якої методом послідовних наближень знаходиться коефіцієнт гідравлічного опору .
Результати досліджень свідчать, що модифікована формула Колбрука дає значення коефіцієнта гідравлічного опору більші, ніж результати розра хун ку за напівемпіричними моделями гідравлічно гладких труб, і менші, ніж результати розрахунку за моделями змішаного тертя. Для трубопроводів діаметром Ду=500 мм і більше при нормативному значенні абсолютної еквівалентної шорсткості мм результати розрахунку за моди фі кова ною формулою Колбрука практично співпадають з результатами розрахунку за нормативною формулою (2.2). При більшій шорсткості труби одержують ся більші значення гідравлічного опору, що відповідає законам гідромеханік ки. Однак при невеликих числах Рейнольдса, для кожного діаметра трубо про во ду, існує діапазон, в якому результати розрахунку за модифікованою формулою Колбрука дають дещо занижені результати порівняно з загально прийня тою емпіричною формулою Блазіуса.
Для того, щоб не допустити заниження величини гідравлічного опору нафтопроводу і врахувати рекомендації діючих норм проектування, пропонується наступна методика гідравлічного розрахунку нафтопроводів, зручна для реалізації в обчислювальних алгоритмам і програмах.
За відомими геометричними параметрами трубопроводу, витратою і фізичними властивостями рідини обчислюється число Рейнольдса .
Визначається коефіцієнт гідравлічного опору за формулою Блазіуса .
Використовуючи рекомендації Альтшуля щодо значення еквівалентної шорсткості труби із рівняння (2.6) методом послідовних наближень знаходиться перше перехідне число Рейнольдса для ідеалізованих умов .
За формулою (2.7) обчислюється ефективна еквівалентна шорсткість .
Значення ефективної еквівалентної шорсткості підставляється у формулу Колбрука (2.3) і методом послідовних наближень знаходиться коефіцієнт гідравлічного опору .
Як кінцевий результат вибирається більше із двох розрахованих значень коефіцієнта гідравлічного опору.
Те значення числа Рейнольдса, при якому слід переходити від використання моделі Блазіуса до модифікованої формули Колбрука для обчислення коефіцієнта гідравлічного опору називається граничним числом Рейнольдса і позначається . Проведені спеціальні дослідження залежності значення граничного числа Рейнольдса від відносної шорсткості внутрішньої поверхні труби . Розрахунки виконані для всіх стандартних діаметрів нафтопроводу в діапазоні абсолютної еквівалентної шорсткості труби від 0,1 мм до 0,5 мм, що відповідає умовам як нових, так і діючих трубопроводів. Одержані результати наведені у таблиці 2.1.
Таблиця 2.1- Значення граничного числа Рейнольдса для різних діаметрів труби
|
Умовний діаметр трубо- про воду, |
Значення граничного числа Рейнольдса при абсолютній еквівалентній шорсткості труби , мм |
||||||||
|
мм |
0,1 |
0,15 |
0,2 |
0,25 |
0,3 |
0,35 |
0,4 |
0,45 |
0,5 |
|
200 |
38900 |
28300 |
21800 |
17400 |
14300 |
11900 |
10100 |
8600 |
7400 |
|
250 |
45100 |
34100 |
26900 |
21800 |
18200 |
15400 |
13300 |
11500 |
10100 |
|
300 |
50100 |
39000 |
31400 |
25900 |
21900 |
18800 |
16300 |
14300 |
12700 |
|
350 |
54000 |
43300 |
35500 |
29700 |
25300 |
21900 |
19200 |
17000 |
15200 |
|
400 |
57100 |
46800 |
38900 |
32900 |
28300 |
24700 |
21800 |
19400 |
17400 |
|
500 |
61800 |
52600 |
44900 |
38800 |
33900 |
30000 |
26700 |
24000 |
21700 |
|
700 |
67000 |
60000 |
53300 |
47400 |
42400 |
38200 |
34600 |
31600 |
28900 |
|
800 |
68700 |
62600 |
56500 |
50900 |
46000 |
41800 |
38100 |
35000 |
32200 |
|
1000 |
70800 |
66300 |
61300 |
56400 |
51900 |
47900 |
44200 |
41000 |
38100 |
|
1200 |
72100 |
68700 |
64600 |
60500 |
56500 |
52700 |
49200 |
46000 |
43100 |
Дані таблиці 2.1 можна представити у вигляді графічної залежності, що наведена на рисунку 2.1, а також з точністю до 1% апроксимувати наступною моделлю:
. (2.8)
Коефіцієнти математичної моделі сумарних напірних характеристик насосів визначаються аналітичним методом за формулами:
при послідовний роботі різнотипних насосів
, , (2.9)
де - коефіцієнти математичної моделі напірної характеристики - ого насоса;
при паралельній роботі однотипних насосів
, . (2.10)
Еквівалентний ККД насосів при їх послідовній роботі
, (2.11)
де - ККД -ого насоса при подачі ;
- напір -ого насоса при подачі ;
- кількість послідовно працюючих різнотипних насосів;
Еквівалентний ККД насосів при їх паралельній роботі
, (2.12)
де - ККД -ого насоса при подачі ;
- напір -ого насоса при подачі ;
- подача -ого насоса;
- число паралельно працюючих різнотипних насосів.
Для перекачки нафти по магістральній трубопровідній системі Одеса-Броди використовуються відцентрові насоси. Які призначені для створення потоку нафти необхідної продуктивності, перекачки її до ЛВДС “Броди”, для чого необхідно подолати втрати тиску на тертя в трубопроводі, різницю геодезичних відміток кінця і початку трубопроводу, втрати тиску в місцевих опорах, забезпечити технологічно необхідний тиск в кінцевому пункті трубопровідної системи.
Для забезпечення цього на головній НПС, якою в даній нафтопровідній системі є МНТ ”Південний”, так і на проміжних НПС “Степова” та “Кам’яногірка” встановлені основні насоси марки НМ 3600-230 з змінними роторами на подачі 1710 м3/год, 1920 м3/год, 2120 м3/год. Для забезпечення нормальної безкавітаційної роботи основних (магістральних) насосів необхідно, щоб вони працювали з підпором. Тому на МНТ “Південний” встановлені два підпірні насоси (один робочий і другий резервний) марки НПВ 3600-90. На проміжних НПС даної нафтопровідної системи підпірні насоси не встановлені, а необхідний для нормальної роботи основних насосів підпір забезпечується зарахунок попередньої НПС.
Для побудови математичних моделей напірної характеристики насосів необхідно зняти з його графічної характеристики координати двох точок з зони можливої роботи і дальше за формулами визначити значення коефіцієнтів математичної моделі а і в для даного насоса. Графічні характеристики основних та підпірного насосів, встановлених на МНТ “Південний” наведені в додатку А.
Так як основні насоси мають ротори на різні подачі, математичну модель напірної характеристики будемо будувати окремо для кожного насоса.
Для магістрального насоса №1
Q1= 1600 м3/год = 0,444 м3/с Н1= 260 м.
Q2= 1900 м3/год = 0,5277 м3/с Н2= 248 м.
Коефіцієнти математичної моделі напірної характеристики насоса а і в визначаються за формулами:
|
в = |
(2.13) |
|
а = Н1 + в1*Q12 = Н2 + в2*Q22 |
(2.14) |
Підставивши у формули (2.13) та (2.14) дані отримаємо результат
|
в = |
|
а = 260 + 148*0,4442 = 248 + 148*0,52772 = 289 |
Математична модель напірної характеристики основного насоса №1 має вигляд
|
Н= 289 - 148*Q2 |
(2.15) |
Для магістрального насоса №2
Q1= 1800 м3/год = 0,5 м3/с Н1= 285 м.
Q2= 2100 м3/год = 0,5833 м3/с Н2= 277 м.
Підставивши у формули (2.13) та (2.14) дані отримаємо результат
|
в = |
|
а = 285 + 89*0,58332 = 277 + 89*0,52 = 307 |
Математична модель напірної характеристики основного насоса №2 має вигляд
|
Н= 307 - 89*Q2 |
(2.16) |
Для магістрального насоса №3
Q1= 2000 м3/год = 0,555 м3/с Н1= 320 м.
Q2= 2200 м3/год = 0,611 м3/с Н2= 300 м.
Підставивши у формули (2.13) та (2.14) дані отримаємо результат
|
в = |
|
а = 320 + 306*0,5552 = 300 + 306*0,6112 = 414 |
Математична модель напірної характеристики основного насоса №3 має вигляд
|
Н= 414 - 306*Q2 |
(2.17) |
Для підпірного насоса НПВ 3600-90
Q1= 1950 м3/год = 0,5417 м3/с Н1= 121 м.
Q2= 2200 м3/год = 0,6111 м3/с Н2= 119 м.
Підставивши у формули (2.13) та (2.14) дані отримаємо результат
|
в = |
|
а = 121 + 25*0,54172 = 119 + 25*0,61112 = 128 |
Математична модель напірної характеристики підпірного насоса НПВ 3600-90 має вигляд
|
Н= 128 - 25*Q2 |
(2.18) |
Для проведення розрахунків енергетичних параметрів необхідно розрахувати коефіцієнти математичних моделей ККД за формулами
|
(2.19) |
де 1, 2, 3 – значення ККД насоса при подачах Q1, Q2, Q3, зняті з його графічної характеристики
|
(2.20) |
|
(2.21) |
|
(2.22) |
Підставивши у формули (2.19), (2.20), (2.21) та (2.22) дані отримаємо результати:
Для магістрального насоса №1
З графічної характеристики знімаємо три значення ККД при відповідних подачах з зони можливої роботи
Q1 = 1600 м3/год = 0,444 м3/с 1= 0,785
Q1 = 1700 м3/год = 0,472 м3/с 2= 0,808
Q1 = 1900 м3/год = 0,527 м3/с 3= 0,829
|
=5,689 |
|
= -0,693 |
Отже математична модель ККД для основного насоса №1 має вигляд
|
(2.23) |
Для магістрального насоса №2
З графічної характеристики знімаємо три значення ККД при відповідних подачах з зони можливої роботи
Q1 = 1800 м3/год = 0,5 м3/с 1= 0,786
Q1 = 2000 м3/год = 0,555 м3/с 2= 0,79
Q1 = 2100 м3/год = 0,583 м3/с 3= 0,783
|
=4,175 |
|
= -0,3295 |
Отже математична модель ККД для основного насоса №2 має вигляд
|
(2.24) |
Для магістрального насоса №3
З графічної характеристики знімаємо три значення ККД при відповідних подачах з зони можливої роботи
Q1 = 2000 м3/год = 0,555 м3/с 1= 0,795
Q1 = 2100 м3/год = 0,583 м3/с 2= 0,793
Q1 = 2200 м3/год = 0,611 м3/с 3= 0,788
|
=5,0086 |
|
= -0,60975 |
Отже математична модель ККД для основного насоса №3 має вигляд
|
(2.25) |
Для підпірного насоса НПВ 3600-90
З графічної характеристики знімаємо три значення ККД при відповідних подачах з зони можливої роботи
Q1 = 1950 м3/год = 0,5417 м3/с 1= 0,66
Q1 = 2200 м3/год = 0,6111 м3/с 2= 0,71
Q1 = 2500 м3/год = 0,6944 м3/с 3= 0,74
|
=3,443 |
|
= -0,512 |
Отже математична модель ККД для підпірного насоса має вигляд:
|
(2.26) |
Результати розрахунків коефіцієнтів математичних моделей напірних характеристик та моделей ККД підпірноного і основних насосів наведені в таблиці 2.2
Таблиця 2.2- Коефіцієнти математичних моделей напірних характеристик та ККД підпірноного та основних насосів
|
Насос |
а |
в |
Ск |
Сл |
С0 |
η н |
|
НМ 3600-230 №1 |
289 |
148 |
-5,314 |
5,689 |
-0,693 |
0,810 |
|
НМ 3600-230 №2 |
307 |
89 |
-3,888 |
4,175 |
-0,3295 |
0,791 |
|
НМ 3600-230 №3 |
414 |
306 |
-4,464 |
5,0086 |
-0,90975 |
0,791 |
|
НПВ 3600-90 |
128 |
25 |
-2,362 |
3,443 |
-0,512 |
0,866 |
Нижче наведений алгоритм розрахунку пропускної здатності і норми витрати електроенергії при реалізації будь-якого варіанта роботи нафтопроводу довільної конфігурації.
Методика визначення пропускної здатності нафтопроводу (експлуатаційної ділянки) залежить від його структури. Для нафтопроводів з одним перегоном (однією НПС) або з кількома перегонами, що мають приблизно однаковий гідравлічний опір (відсутня лімітуюча ділянка), пропускна здатність може визначатись шляхом спільного розв'язування рівняння гідравлічної характеристики лінійної частини та сумарної напірної характеристики насосів, які працюють при даному варіанті роботи. Для нафтопроводу з кількома перегонами, які помітно різняться гідравлічним опором, пропускна здатність системи визначається пропускною здатністю лімітуючої ділянки, що вносить суттєві корективи у методику розрахунку.
Комплект вихідних даних для розрахунку режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу довільної структури включає:
При відсутності на нафтопроводі лімітуючої ділянки алгоритм розрахунку режимних та енергетичних параметрів роботи передбачає виконання наступних операцій.
Описують у вигляді тричленного полінома залежність ККД насоса від його подачі у робочій зоні. З цією метою для кожного насоса, що здійснює перекачування нафти при даному варіанті роботи нафтопроводу, обчислюються коефіцієнти математичної моделі за формулами
, (2.27)
, (2.28)
, (2.29)
де - три відомих значення ККД насоса при подачах відповідно в робочій зоні насоса.
Алгоритм гідравлічного розрахунку включає реалізацію методу послідовних наближень. Задаються першим наближенням витрати нафти і визначають середню швидкість руху нафти у трубопроводі. За відомим діаметром трубопроводу, витратою і кінематичної в’язкістю обчислю єть ся число Рейнольдса
(2.30)
Обчислюється значення коефіцієнта гідравлічного опору за формулою Блазіуса
. (2.31)
Методом послідовних наближень знаходиться перше перехідне число Рейнольдса , що відповідає ідеалізованій зернистій шорсткості внутрішньої поверхні труби
. (2.32)
Визначається ефективна еквівалентна шорсткість труби за умовою
, (2.33)
Методом послідовних наближень знаходиться значення коефіцієнта гідравлічного опору за модифікованою формулою Колбрука
. (2.34)
Як кінцевий результат вибирається більше із двох розрахованих значень коефіцієнта гідравлічного опору в нафтопроводі.
Знаходяться втрати тиску на тертя і загальні втрати тиску в нафтопроводі
, (2.35)
, (2.36)
де - прискорення сили тяжіння;
Тиск, який розвиває підпірний насос при прийнятій подачі нафти
. (2.37)
Тиск, який створюють магістральні насоси на кожній проміжній НПС
, (2.38)
де - коефіцієнти математичної моделі фактичної (паспортної) напірної характеристики підпірного насоса;
- коефіцієнти математичної моделі фактичної (паспортної) напірної характеристики працюючого магістрального насоса -ої НПС.
Якщо на НПС працює не один, а кілька магістральних насосів, то попередньо знаходяться коефіцієнти математичної моделі сумарної напірної характеристики насосів при їх послідовній чи паралельній роботі.
Сумарний тиск всіх працюючих насосів при прийнятій подачі нафти
. (2.39)
Перевіряється виконання умови балансу тисків. Якщо абсолютна величина різниці сумарного тиску НПС і загальних втрат тиску в трубопроводі перевищує необхідну точність гідравлічного розрахунку
, (2.40)
то коригується витрата нафти в нафтопроводі наступним чином:
при , (2.41)
при , (2.42)
де - крок зміни витрати нафти в трубопроводі.
Далі розрахунки повторюються, починаючи з визначення середньої швидкості руху нафти, до досягнення необхідної точності гідравлічного розрахунку .
Визначене таким чином значення пропускної здатності нафтопроводу не є остаточним. З метою перевірки виконання існуючих технологічних обмежень по максимальному тиску нафти в трубопроводі та мінімальному тиску нафти на вході в проміжні НПС проводиться подальший гідравлічний розрахунок кожного із перегонів між НПС при знайденому значенні продуктивності нафтопроводу. Обчислюється середня швидкість , число Рейнольдса і коефіцієнт гідравлічного опору для кожного перегону між НПС. Знаходяться втрати тиску на тертя і загальні втрати тиску з врахуванням профілю траси
, (2.43)
. (2.44)
Тиск нафти на початку першого перегону
(2.45)
Тиск нафти на початку всіх інших перегонів, окрім першого
, (2.46)
де - величина тиску на вході в магістральний насос - ої НПС.
Якщо тиск нафти на початку перегону перевищує максимально допустиму із умов міцності трубопроводу величину
, (2.47)
то коригується початковий тиск нафти за умовою
(2.48)
і визначається необхідна величина дроселювання із умови міцності трубопроводу
. (2.49)
Обчислюється загальний тиск, що підлягає дроселюванню для забезпечення міцності трубопроводу
. (2.50)
Знаходиться тиск у кінці кожного перегону і підпір на вході проміжних НПС
, (2.51)
. (2.52)
Перевіряється виконання умови безкавітаційної роботи насосів на проміжних НПС
. (2.53)
Якщо для будь-якої НПС тиск на вході стає менший від мінімально допустимого із умови безкавітаційної роботи насосів
, (2.54)
то це свідчить про наявність лімітуючої ділянки нафтопроводу і вимагає використання іншої методики гідравлічного розрахунку, алгоритм якого наведений нижче.
Визначається величина тиску насосів НПС, яка може бути використана на перекачування нафти з врахуванням технологічних обмежень тиску
(2.55)
і розрахунки повторюються, починаючи з перевірки виконання умови балансів тиску (2.40), коригування витрати нафти за формулами (2.41) або (2.42) і подальшого визначення режимних параметрів роботи нафтопроводу при скоригованій витраті. У результаті знаходиться пропускна здатність нафтопроводу з врахуванням технологічних обмежень тиску.
Після закінчення гідравлічного розрахунку нафтопроводу визначаються енергетичні витрати на реалізацію даного варіанту його роботи. Спочатку для кожного насоса обчислюється ККД, що відповідає пропускній здатності нафтопроводу
, (2.56)
. (2.57)
Якщо на НПС працює не один, а кілька магістральних насосів, то попередньо обчислюються коефіцієнти математичної моделі еквівалентного ККД насосів при їх послідовній чи паралельній роботі.
Знаходиться потужність насосних агрегатів НПС, що необхідна для перекачування нафти
кВт (2.58)
кВт (2.59)
де - ККД електродвигунів для приводу підпірного і магістрального насосів відповідно.
Загальні витрати потужності на реалізацію будь-якого варіанта роботи нафтопроводу
, кВт (2.60)
Питомі витрати електроенергії при реалізації будь-якого варіанта роботи нафтопроводу з врахуванням переходу до практичних одиниць вимірювання витрати нафти
(2.61)
Наведений алгоритм дає змогу визначити пропускну здатність та питомі витрати потужності для будь-якого варіанта роботи нафтопроводу, що не має лімітуючої ділянки.
Алгоритм розрахунку режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу при наявності лімітуючої ділянки має ряд суттєвих відмінностей, які зазначені нижче.
Задається перше наближення витрати нафти, яке значно менше за пропускну здатність нафтопроводу. Спочатку виконується розрахунок режиму роботи головної НПС і першого перегону нафтопроводу. За формулами (2.30), (2.31) прораховуються параметри роботи НПС, а за формулами (2.31)-(2.36), (2.38), (2.39) знаходяться початковий тиск , загальні втрати тиску на прилеглій ділянці нафтопроводу , тиск у кінці перегону і величина підпору для наступної НПС. При виконанні умови (2.47) для всіх проміжних НПС аналогічно першому перегону прораховуєть ся другий і всі наступні ділянки нафтопроводу.
Якщо при заданому значенні витрати нафти на вході всіх проміжних НПС ще забезпечується запас тиску над мінімально допустимим із умови безкавітаційної роботи, то збільшується витрата нафти у нафтопроводу за умовою (2.42).
При певному значенні витрати нафти у нафтопроводі на вході -ої НПС тиск нафти з точністю до стає рівним мінімально допустимому тиску із умови безкавітаційної роботи насосів . Ця значення витрати і буде пропускною здатністю нафтопроводу для даного варіанта його роботи і певних фізичних властивостях нафти. Перегон нафтопроводу, що знаходиться перед - ою НПС, є лімітуючим. На всіх перегонах, що розміщені після лімітуючої ділянки, при знайденій продуктивності буде мати місці надлишок тиску, який необхідно дроселювати. Загальний обсяг дроселювання складається із величини дроселювання для забезпечення міцності трубопроводу , яка розрахована за формулами (2.49) і (2.50) та додаткового дроселювання, спричиненого наявністю лімітуючої ділянки і необхідністю забезпечення необхідних тисків на вході проміжних НПС
, (2.62)
, (2.63)
де - розраховане значення тиску нафти у кінці нафтопроводу за відсутності додаткового дроселювання.
Далі за формулами (2.58) - (2.61 ) визначаються енергетичні витрати на реалізацію даного варіанта роботи нафтопроводу.
Наведений алгоритм дозволяє визначити пропускну здатність та питомі витрати потужності для будь-якого варіанта роботи нафтопроводу, що має лімітуючі ділянки.
Оскільки процес розрахунку пропускної здатності нафтопровідних систем за алгоритмом, описаним в розділі 2.3 є значно трудоємким та громіздким, вимагає багато часу на проведення розрахунків вручну, його доцільно виконувати з використанням ЕОМ.
Для реалізації даного алгоритму на ЕОМ розроблена спеціальна програма на мові програмування BASIC, яка має назву BAZ5NN. Текст цієї програми наведений в додатку Б.
Для проведення розрахунків за даною програмою спочатку необхідно завантажити середовище програмування BASIC, потім відкрити файл програми. Після цього необхідно ввести вихідні дані для проведення розрахунку:
Після вводу цих даних потрібно запустити програму на виконання натиснувши кнопку F2.
Після цього ЕОМ проведе розрахунки режимів роботи та енергетичних параметрів даної трубопровідної системи при даних умовах перекачування нафти. Один з прикладів розрахунку пропускної здатності та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди за даною програмою наведений в додатку В.
Використання даної програми для розрахунку пропускної здатності та енергетичних параметрів трубопровідної системи дозволяє звести до мінімуму затрати людської праці, необхідні для виконання таких розрахунків. Крім того дана програма є універсальною і може бути використана не тільки для визначення пропускної здатності та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди, але й для будь-якої існуючої трубопровідної системи. Для цього потрібно буде тільки поміняти вихідні дані і запустити програму на виконання.
3 Розрахунки режимних та енергетичних параметрів роботи нафто прово ду Одеса-Броди при існуючому стані нафтотран спорт ної системи
В даному розділі дипломного проекту виконані розрахунки пропускної здатності та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди при реально існуючому на даний час стані цієї нафтотранспортної системи. Тобто перекачка нафти з резервуарного парку МНТ “Південний” по нафтопроводу до ЛВДС “Броди” буде здійснюватися тільки насосами МНТ “Південний”.
Тому виконаємо розрахунки пропускної здатності та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди для трьох режимів його роботи:
3.1 Характеристика існуючої розрахункової схеми нафтопроводу Одеса-Броди
Розрахункова схема нафтопроводу Одеса-Броди наведена на рисунку 3.1.
Рисунок 3.1- Реальна розрахункова схема нафтопроводу Одеса-Броди
З даної розрахункової схеми видно, що нафтопровідна система включає ГНПС, якою є МНТ ”Південний”, лінійну частину нафтопроводу та кінцевий пункт ЛВДС “Броди” нафтопроводу “Дружба”, в резервуарний парк якої буде поступати нафта з даного нафтопроводу. Траса нафтопроводу проходить в складних умовах, тому на 643 км є перевальна точка.
3.2 Формування вихідних даних для гідравлічних розрахунків роботи нафтопроводу Одеса-Броди
Необхідно визначити пропускну здатність нафтопроводу Одеса-Броди. Для цього маємо характеристики насосів, встановлених на МНТ “Південний”, геометричні характеристики трубопроводу, міцнісні характери сти ки трубопроводу, фізико-хімічні властивості транспортованої нафти та умови її транспортування.
Протягом року змінюється температура грунту на глибині укладання трубопроводу. Це в свою чергу призводить до зміни температури нафти в трубопроводі, зарахунок чого змінюється її густина та кінематична в’язкість. Ці зміни викликають зміну гідравлічного опору трубопроводу, що в свою чергу призводить до зміни режимних та енергетичних параметрів роботи даної нафтопровідної системи.
Розрахунок режимів, пропускної здатності та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди виконаємо для найгірших умов його роботи- мінімальній температурі грунту на глубині укладання трубопроводу, яка для даного району буде в березні місяці і буде становити 1,90С (див. розділ 1.4).
Розрахунки густин та кінематичних в’язкостей двох сортів нафт, які будуть транспортуватися по даному нафтопроводу при даній температурі виконані в розділі 1.4 даного дипломного проекту, розрахунок коефіцієнтів математичних моделей напірних характеристик основних та підпірного насосів МНТ “Південний” виконані в розділі 2.2.
Для зручності проведення подальших розрахунків систематизуємо дані, розраховані в попередніх розділах в таблицю вихідних даних 3.1.
Таблиця 3.1- Вихідні дані для гідравлічних розрахунків пропускної здатності та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди
|
Параметер |
Значення |
|
Коефіцієнти математичних моделей насосів |
|
|
Основний насос №1 (Q=1710 м3/год) а в Q1, Q2, Q3. 1, 2, 3. |
289 148 1600, 1700, 1900 0,785, 0,808, 0,829 |
|
Продовження таблиці 3.1 |
|
|
Параметер |
Значення |
|
Основний насос №2 (Q=1920 м3/год) а в Q1, Q2, Q3. 1, 2, 3. |
307 89 1800, 2000, 2100 0,786, 0,79, 0,783 |
|
Основний насос №3 (Q=2120 м3/год) а в Q1, Q2, Q3. 1, 2, 3. |
414 306 2000, 2100, 2200 0,795, 0,793 0,788 |
|
Підпірний насос НПВ 3600-90 а в Q1, Q2, Q3. 1, 2, 3. |
128 25 1950, 2200, 2500 0,66, 0,71, 0,74 |
|
ККД електродвигунів |
0,97 |
|
Фізико-хімічні властивості каспійської нафти (CPC BLAND) |
|
|
Густина при 200С, кг/м3 |
788,7 |
|
Розрахункова густина, кг/м3 |
803,0 |
|
Кінематична в’язкість нафти, сСт при 00С 100С 200С |
3,2 2,53 2,0 |
|
Розрахункова кінематична в’язкість нафти, сСт |
3,19 |
|
Фізико-хімічні властивості російської нафти (URALS) |
|
|
Густина при 200С, кг/м3 |
865,4 |
|
Розрахункова густина, кг/м3 |
877,8 |
|
Кінематична в’язкість нафти, сСт при 00С 100С 200С |
48,41 30,6 19,36 |
|
Розрахункова кінематична в’язкість нафти, сСт |
44,38 |
|
Характеристика трубопроводу |
|
|
Довжина L, м. |
643000 |
|
Внутрішній діаметр D м. |
1,0 |
|
Еквівалентна шорсткість труби ке м. |
0,0002 |
|
Різниця геодезичних позначок Z м. |
347,2 |
|
Мінімальний тиск на вході основних насосів Рмін бар |
4,2 |
|
Максимальний тиск виходячи з умови міцності трубопроводу Рмакс бар |
60 |
|
Продовження таблиці 3.1 |
|
|
Параметр |
Значення |
|
Мінімальний тиск в перевальній точці Рп бар |
1,0 |
|
Мінімальний тиск на кінцевому пункті Ркп бар |
3,0 |
За даними таблиці 3.1 проведемо розрахунки режимів роботи нафтопроводу Одеса-Броди окремо для кожного сорту нафти з використанням ЕОМ по спеціально розробленій програмі. В якості контрольного прикладу один раз виконаємо розрахунок вручну за алгоритмом, описаним в розділі 2.3
3.3 Контрольний приклад розрахунку режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди при існуючому стані нафтотранспортної системи
Як уже говорилося в попередніх розділах даного дипломного проекту розрахунок пропускної здатності, режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди є громіздким і трудоємким.
Тому розрахунок пропускної здатності, режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди при існуючому стані нафтотранспортної системи виконаний на ЕОМ для різних режимів (різні схеми включення основних насосів на МНТ “Південний”) і окремо для кожного сорту нафти.
В якості контрольного прикладу проведемо вручну розрахунок пропускної здатності нафтопроводу Одеса-Броди для режиму, коли на МНТ “Південний” працює підпірний насос і основний (магістральний) насос №2, а також по трубопроводу перекачується каспійська нафта. Для проведення гідравлічних розрахунків через їх громіздкість проведемо дві останні ітерації. Розрахунок проведемо за алгоритмом, описаним в розділі 2.3 з використанням вихідних даних фізико-хімічних властивостей нафти, обчислених в розділі 1.4 та математичних моделей напірної характеристики насосів та моделей ККД, обчислених в розділі 2.2 даного дипломного проек ту.
Алгоритм гідравлічного розрахунку включає реалізацію методу послідовних наближень. Для цього спочатку задаємось першим наближеним значенням витрати нафти в трубопроводі і визначаємо швидкість руху нафти при даній витраті. Задаємось Q = 800 м3/год = 0,2222 м3/с. Швидкість руху нафти при даній витраті визначимо за формулою
|
(2.64) |
Підставивши у формулу (2.64) значення витрати отримаємо результат
Знаходимо число Рейнольда при даній витраті за формулою (2.30)
Обчислюємо значення коефіцієнта гідравлічного опору за формулою Блазіуса (2.31)
З формули (2.32) визначаємо перше перехідне число Рейнольда, задавшись його першим наближеним значенням Reп1= 10000 з використанням методу послідовних наближень
Отже граничне число Рейнольда дорівнює Reп1= 351642.
Обчислимо ефективну еквівалентну шорсткість труби за формулою (2.33)
Методом послідовних наближень з формули (2.34) визначимо значення коефіцієнта гідравлічного опору при даній витраті, прийнявши перше його значення рівним значенню, обчисленому за формулою Блазіуса.
Так як б = 0,018334588 < к = 0,018687201, то приймаємо більше значення коефіцієнта гідравлічного опору = к = 0,018687201 = 0,01869.
Знаходимо втрати тиску на тертя в трубопроводі за формулою (2.35)
Визначаємо загальні втрати тиску в трубопроводі за формулою (2.36)
Визначаємо тиск, який створює підпірний насос при даній подачі за формулою (2.37)
Визначаємо тиск, що створює основний насос при даній подачі за формулою (2.38)
Визначимо тиск, який створює НПС при даній подачі за формулою (2.39)
Перевіримо виконання умови балансу тисків (2.40)
3382344 – 3089726 = 292618 Па > 0,01
Так як тиск, що створює НПС набагато перевищує втрати тиску на тертя в трубопроводі, то збільшуємо витрату нафти за умовою (2.42)
Приймаємо Q = 941,5 м3/год = 0,2615 м3/с і повторюємо розрахунки за формулами (2.64), (2.30) – (2.40).
Знаходимо число Рейнольда при даній витраті за формулою (2.30)
Обчислюємо значення коефіцієнта гідравлічного опору за формулою Блазіуса (2.31)
Оскільки витрата та швидкість руху нафти в трубопроводі на перше перехідне число Рейнольда не впливають, то його по новому визначати не будемо.
Обчислимо ефективну еквівалентну шорсткість труби за формулою (2.33)
Методом послідовних наближень з формули (2.34) визначимо значення коефіцієнта гідравлічного опору при даній витраті, прийнявши перше його значення, обчислене за формулою Блазіуса.
Так як б = 0,017602225 < к = 0,01851292, то приймаємо більше значення коефіцієнта гідравлічного опору = к = 0,01851292 = 0,0185129.
Знаходимо втрати тиску на тертя в трубопроводі за формулою (2.35)
Визначаємо загальні втрати тиску в трубопроводі за формулою (2.36)
Визначаємо тиск, який створює підпірний насос при даній подачі за формулою (2.37)
Визначаємо тиск, що створює основний насос при даній подачі за формулою (2.38)
Визначимо тиск, який створює НПС при даній подачі за формулою (2.39)
Перевіримо виконання умови балансу тисків (2.40)
3365319 – 3365319 = 0
то приймаємо дану витрату нафти в трубопроводі пропускною здатністю нафтопроводу при даних умовах перекачування. Q = 941,5 м3/год = 0,2615 м3/с.
Визначимо значення ККД для підпірного та основного насосів при даній подачі використавши моделі ККД, отримані в розділі 2.2, вирази (2.24) та (2.26).
Підпірний насос
Основний насос
Знаходимо потужність, що розвивають основний та підпірний насоси при даному режимі перекачування за формулами (2.58) та (2.59)
Основний насос №2
Загальні витрати потужності для реалізації даного режиму перекачування визначимо за формулою (2.60)
N = 1180 + 1287,6 = 2467,6 кВт
Визначимо питомі витрати електроенергії для реалізації даного режиму перекачування за формулою (2.61)
3.4 Аналіз результатів багатоваріантних розрахунків режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди при існуючому стані нафтотранспортної системи
З використанням ЕОМ і спеціально розробленої програми BAZ5NN на мові програмування BASIC виконаємо розрахунки режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди окремо для транспортування російської нафти URALS та каспійської CPC BLAND при таких схемах включення насосів:
Текст програми, за якою проводилися розрахунки наведений в додатку Д, результати розрахунків за даною програмою для кожного режиму наведені в додатку Е, суміщена характеристика МНТ “Південний” та трубопроводу Одеса-Броди при різних схемах включення основних насосів на МНТ наведена в додатку Ж.
В таблиці 3.2 наведені основні режимні параметри роботи нафтопровідної системи Одеса-Броди
Таблиця 3.2- Режими роботи нафтопроводу Одеса-Броди при існуючому стані нафтотранспортної системи
|
Режим |
Пропу-скна здат-ність (м3/год) |
Пропу-скна здат-ність (т/год) |
Втрати тиску на тертя в трубо-проводі (бар) |
Загаль-ні втра-ти тис-ку (бар) |
Тиск на ви-ході НПС (бар) |
Вели-чина дросе-люва ння (бар) |
Витра-ти по-тужн-ості кВт |
Питомі витрати ел. ене р гії, |
|
Підпорний + основний №1 Російська нафта Каспійська нафта |
578 789 |
507,4 633,6 |
4,62 3,84 |
34,52 31,19 |
35,52 32,19 |
0 0 |
1863,5 2364,7 |
4,65 5,8 |
|
Підпорний + основний №2 Російська нафта Каспійська нафта |
684 941,5 |
600,4 756 |
6,20 5,30 |
36,10 32,65 |
37,10 33,65 |
0 0 |
2013,9 2466 |
5,21 5,074 |
|
Підпорний + основний №3 Російська нафта Каспійська нафта |
1058 1370 |
928,7 1100 |
13,31 10,57 |
43,21 37,92 |
44,21 38,92 |
0 0 |
2624,6 2988,9 |
4,39 3,37 |
|
Підпорний + основний №1 +№2 Російська нафта Каспійська нафта |
1587 2028 |
1393,1 1628,5 |
27,06 22,13 |
56,96 49,48 |
57,96 50,48 |
0 0 |
3685,4 3769,4 |
4,1 3,64 |
|
Підпорний + основний №1 +№3 Російська нафта Каспійська нафта |
1654 2118 |
1451,9 1700,7 |
29,09 24,05 |
58,99 51,40 |
62,85 52,40 |
2,85 0 |
4022,6 4072,4 |
4,31 3,72 |
|
Підпорний + основний №2 +№3 Російська нафта Каспійська нафта |
1654 2208 |
1451,9 1773,4 |
29,09 26,06 |
58,99 53,41 |
65,47 54,43 |
5,47 0 |
4236,8 4494 |
4,54 3,94 |
|
Продовження таблиці 3.2 |
||||||||
|
Режим |
Пропу-скна здат-ність (м3/год) |
Пропу-скна здат-ність (т/год) |
Втрати тиску на тертя в трубо-проводі (бар) |
Загаль-ні втра-ти тис ку (бар) |
Тиск на ви-ході НПС (бар) |
Вели-чина дросе-люва ння (бар) |
Витра-ти по-тужн-ості кВт |
Питомі витрати ел. ене р гії, |
|
Підпорний + основний №1 + №2 + №3 Російська нафта Каспійська нафта |
1654 2441 |
1451,9 1960,1 |
29,09 31,64 |
58,99 58,99 |
87,67 69,07 |
27,67 9,07 |
5553,5 6586,5 |
5,95 5,23 |
На основі розрахунків пропускної здатності, режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди при існуючому стані нафтотранспортної системи, зведених в таблицю 3.2 можна зробити наступні висновки:
Отже, найбільш ефективними режимами роботи нафтопроводу Одеса-Броди при перекачці каспійської нафти з режимів нижчого порядку (один основний насос) є другий та третій основні насоси. При двох послідовно працюючих основних насосах найбільш вигідними є (2+3) та (1+3). Також доцільно використовувати для перекачки каспійської нафти режим найвищого порядку (три послідовно працюючі основні насоси). На мою думку доцільно було б вставку по викиду збільшити з 60 до 70 бар, оскільки міцнісні характеристики трубопроводу та результати гідровипробовування лінійної частини (80 бар) дозволяють це зробити. Це в свою чергу дозволило б уникнути дроселювання при послідовній роботі трьох основних насосів а також привело б до збільшення пропускної здатності нафтопроводу. При перекачці російської нафти з режимів нижчого порядку найбільш вигідним є робота третього основного насоса. При двох послідовно працюючих насосах можна використовувати два ефективні режими (1+2) та (1+3), режимом найвищого порядку користуватися не можна, оскільки він не збільшує пропускну здатність нафтопроводу.
Крім того слід врахувати ще й те, що розрахунки пропускної здатності, режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди ми проводили для найгірших умов його роботи – мінімальній температурі грунту на глибині укладання трубопроводу t = 1,90С що викликало збільшен ня густини і кінематичної в’язкості нафти та збільшувало гідравлічний опір трубопроводу. В літні місяці роботи нафтопроводу температура грунту на глибині укладання трубопроводу буде становити t = 22,80С, що суттєво вплине на фізико-хімічні властивості нафти і приведе до збільшення пропускної здатності нафтопроводу. Для збільшення пропускної здатності нафтопроводу в зимовий період доцільно було б підмішувати в резервуари з нафтою спеціальні присадки, які сприяють зниженню в’язкості нафти при низьких температурах.
4 Розрахунок режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС “Степова” та “Кам’яногірка”
На магістральних нафтопроводах один з найбільш застосовуваних способів збільшення їх пропускної здатності є збільшення кількості проміжних НПС (подвоєння кількості НПС).
Як відомо з розрахунків, виконаних в розділі 3 даного дипломного проекту, максимальна пропускна здатність нафтопроводу Одеса-Броди при існуючому на даний час стані нафтотранспортної системи (на трубопровід працюють тільки насоси МНТ “Південний”) становить 12,7 млн. тонн при перекачці російської нафти і 17,2 млн. тонн при перекачці каспійської нафти.
Для досягнення повної проектної пропускної здатності нафтопроводу Одеса-Броди, що становить 40 млн. тонн нафти на рік передбачені дві проміжні НПС: “Степова” на 181 кілометрі і “Кам’яногірка” на 386 кілометрі.
Тому в даному розділі дипломного проекту проведемо гідравлічні розрахунки пропускної здатності та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди при роботі двох проміжних НПС та різних схемах включення основних насосів на НПС:
4.1 Характеристика розрахункової схеми нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС “Степова” та “Кам’яногірка”
Розрахункова схема нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС “Степова” та “Кам’яногірка” наведена на рисунку 4.1.
Рисунок 4.1- Розрахункова схема нафтопроводу Одеса-Броди після вве де н ня в експлуатацію проміжних НПС “Степова” та “Кам’яногірка”
З наведеної на рисунку 4.1 розрахункової схеми видно, що нафтотран спорт на система Одеса-Броди включає в себе ГНПС, якою є МНТ “Півден ний”, ділянку нафтопроводу довжиною L1= 181 км., НПС “Степова”, ділянку нафтопроводу довжиною L2= 205 км., НПС “Кам’яногірка”, ділянку нафтопроводу довжиною L3= 281 км., кінцевий пункт даної нафтотранс портної системи ЛВДС “Броди” нафтопроводу “Дружба”. Третя ділянка нафтопроводу проходить в складних географічних рельєфних умовах, тому на цій ділянці на відстані 643 км. від МНТ “Південний” є перевальна точка. Так як нафта в трубопроводі після перевальної точки рухається самоплином з потрібною продуктивністю, то при виконанні гідравлічних розрахунків довжину третьої ділянки приймаємо від НПС “Кам’яногірка” до перевальної точки L3= 257 км. і величину мінімального тиску в цій точці приймаємо Рмін = 1 бар.
Величина мінімального тиску для забезпечення нормальної безкавітаційної роботи основних насосів НПС дорівнює Рмін = 4,2 бар, величина максимально допустимого тиску на виході НПС виходячи з умови міцності трубопроводу Рмакс = 60 бар, величина технологічно необхідного тиску в кінцевому пункті даної нафтотранспортної системи на ЛВДС “Броди” становить Ркп = 3 бари, необхідна для забезпечення нормального прийому нафти в резервуари.
Так як проміжні НПС даної нафтотранспортної системи “Степова” та “Кам’яногірка” ще не побудовані і не введені в промислову експлуатацію, то приймемо, що на цих НПС встановлені такі ж самі насоси як і на МНТ “Південний” марки НМ 3600-230 із змінними роторами на подачі: основний №1 – 1710 м3/год, основний №2 – 1920 м3/год, основний №3 – 2120 м3/год. Для забезпечення нормальної безкавітаційної роботи основних насосів НПС необхідний підпір. Для забезпечення підпору на МНТ “Південний” встановлені два (один робочий і другий резервний) підпірні насоси НПВ 3600-90. На НПС “Степова” та “Кам’яногірка” підпірні насоси не встановле ні, а необхідний для безкавітаційної роботи основних насосів підпір забезпечується зарахунок попередньої НПС.
4.2 Формування вихідних даних для гідравлічних розрахунків роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС
Необхідно визначити пропускну здатність нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС “Степова” та “Кам’яногірка”. Для цього маємо характеристики насосів, встановлених на МНТ “Південний”, геометричні характеристики трубопроводу, міцнісні характери сти ки трубопроводу, фізико-хімічні властивості транспортованої нафти та умови її транспортування.
Протягом року змінюється температура грунту на глибині укладання трубопроводу. Це в свою чергу призводить до зміни температури нафти в трубопроводі, зарахунок чого змінюється її густина та кінематична в’язкість. Ці зміни викликають зміну гідравлічного опору трубопроводу, що в свою чергу призводить до зміни режимних та енергетичних параметрів роботи даної нафтопровідної системи.
Розрахунок режимів, пропускної здатності та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди виконаємо для найгірших умов його роботи- мінімальній температурі грунту на глибині укладання трубопроводу, яка для даного району буде в березні місяці і буде становити 1,90С (див. розділ 1.4).
Розрахунки густин та кінематичних в’язкостей двох сортів нафт, які будуть транспортуватися по даному нафтопроводу при даній температурі виконані в розділі 1.4 даного дипломного проекту, розрахунок коефіцієнтів математичних моделей напірних характеристик основних та підпірного насосів МНТ “Південний” виконані в розділі 2.2.
Для зручності проведення подальших розрахунків систематизуємо дані, розраховані в попередніх розділах в таблицю вихідних даних 4.1.
Таблиця 3.1- Вихідні дані для гідравлічних розрахунків пропускної здатності та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС
|
Параметр |
Значення |
|
Коефіцієнти математичних моделей насосів МНТ “Південний”, НПС “Степова” та “Кам’яногірка” |
|
|
Основний насос №1 (Q=1710 м3/год) а в Q1, Q2, Q3. 1, 2, 3. |
289 148 1600, 1700, 1900 0,785, 0,808, 0,829 |
|
Продовження таблиці 3.1 |
|
|
Параметр |
Значення |
|
Основний насос №2 (Q=1920 м3/год) а в Q1, Q2, Q3. 1, 2, 3. |
307 89 1800, 2000, 2100 0,786, 0,79, 0,783 |
|
Основний насос №3 (Q=2120 м3/год) а в Q1, Q2, Q3. 1, 2, 3. |
414 306 2000, 2100, 2200 0,795, 0,793 0,788 |
|
Підпірний насос НПВ 3600-90 а в Q1, Q2, Q3. 1, 2, 3. |
128 25 1950, 2200, 2500 0,66, 0,71, 0,74 |
|
ККД електродвигунів |
0,97 |
|
Фізико-хімічні властивості каспійської нафти (CPC BLAND) |
|
|
Густина при 200С, кг/м3 |
788,7 |
|
Розрахункова густина, кг/м3 |
803,0 |
|
Кінематична в’язкість нафти, сСт при 00С 100С 200С |
3,2 2,53 2,0 |
|
Розрахункова кінематична в’язкість нафти, сСт |
3,19 |
|
Фізико-хімічні властивості російської нафти (URALS) |
|
|
Густина при 200С, кг/м3 |
865,4 |
|
Розрахункова густина, кг/м3 |
877,8 |
|
Кінематична в’язкість нафти, сСт при 00С 100С 200С |
48,41 30,6 19,36 |
|
Розрахункова кінематична в’язкість нафти, сСт |
44,38 |
|
Характеристика трубопроводу |
|
|
Загальна довжина L, м. МНТ “Південний” – НПС “Степова” L1, м. НПС “Степова” – НПС “Кам’яногірка” L2, м. НПС “Кам’яногірка” – перевальна точка L3, м. НПС “Кам’яногірка” – ЛВДС “Броди” L4, м. |
643000 181000 205000 257000 281000 |
|
Внутрішній діаметр D м. |
1,0 |
|
Еквівалентна шорсткість труби ке м. |
0,0002 |
|
Продовження таблиці 4.1 |
|
|
Параметр |
Значення |
|
Різниця геодезичних позначок Z м. МНТ “Південний” – НПС “Степова” Z1, м. НПС “Степова” – НПС “Кам’яногірка” Z 2, м. НПС “Кам’яногірка” – перевальна точка Z 3, м. НПС “Кам’яногірка” – ЛВДС “Броди” Z 4, м. |
347,2 165 58 124,2 -33,8 |
|
Мінімальний тиск на вході основних насосів Рмін бар |
4,2 |
|
Максимальний тиск виходячи з умови міцності трубопроводу Рмакс бар |
60 |
|
Мінімальний тиск в перевальній точці Рп бар |
1,0 |
|
Мінімальний тиск на кінцевому пункті Ркп бар |
3,0 |
За даними таблиці 4.1 проведемо розрахунки режимів роботи нафтопроводу Одеса-Броди окремо для кожного сорту нафти з використанням ЕОМ по спеціально розробленій програмі. В якості контрольного прикладу один раз виконаємо розрахунок вручну за алгоритмом, описаним в розділі 2.3.
4.3 Контрольний приклад розрахунку режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС
Як уже говорилося в попередніх розділах даного дипломного проекту розрахунок пропускної здатності, режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС “Степова” та “Кам’яногірка” є громіздким і трудоємким.
Тому розрахунок пропускної здатності, режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС виконаний на ЕОМ для різних режимів (різні схеми включення основних насосів на МНТ “Південний” та проміжних НПС) і окремо для кожного сорту нафти.
В якості контрольного прикладу проведемо вручну розрахунок пропускної здатності нафтопроводу Одеса-Броди для режиму, коли на МНТ “Південний”, працює підпірний насос і основний (магістральний) насос №3, НПС “Степова” та “Кам’яногірка” основні насоси №3 а також по трубопроводу перекачується каспійська нафта. Для проведення гідравлічних розрахунків через їх громіздкість проведемо дві останні ітерації. Розрахунок проведемо за алгоритмом, описаним в розділі 2.3 з використанням вихідних даних фізико-хімічних властивостей нафти, обчислених в розділі 1.4 та математичних моделей напірної характеристики насосів та моделей ККД, обчислених в розділі 2.2 даного дипломного проек ту.
Алгоритм гідравлічного розрахунку включає реалізацію методу послідовних наближень. Для цього спочатку задаємось першим наближеним значенням витрати нафти в трубопроводі і визначаємо швидкість руху нафти при даній витраті. Задаємось Q = 2600 м3/год = 0,7222 м3/с. Швидкість руху нафти при даній витраті визначимо за формулою:
|
(4.1) |
Підставивши у формулу (4.1) значення витрати отримаємо результат
Знаходимо число Рейнольда при даній витраті за формулою (2.30)
Обчислюємо значення коефіцієнта гідравлічного опору за формулою Блазіуса (2.31)
З формули (2.32) визначаємо перше перехідне число Рейнольда, задавшись його першим наближеним значенням Reп1= 10000 з використанням методу послідовних наближень
Отже граничне число Рейнольда дорівнює Reп1= 351642.
Обчислимо ефективну еквівалентну шорсткість труби за формулою (2.33)
Методом послідовних наближень з формули (2.34) визначимо значення коефіцієнта гідравлічного опору при даній витраті, прийнявши перше його значення рівним значенню, обчисленому за формулою Блазіуса.
Так як б = 0,013655589 < к = 0,01607085, то приймаємо більше значення коефіцієнта гідравлічного опору = к = 0, 01607085 = 0,01607.
Знаходимо втрати тиску на тертя в трубопроводі за формулою (2.35)
Визначаємо загальні втрати тиску в трубопроводі за формулою (2.36)
Визначаємо тиск, який створює підпірний насос при даній подачі за формулою (2.37)
Визначаємо тиск, що створює основний насос при даній подачі за формулою (2.38)
Так як на НПС “Степова” і “Кам’яногірка” працює основний насос №3 такий самий як і на МНТ “Південний”, то відповідно тиски, що будуть створювати насоси проміжних НПС будуть тикими самими, як і тиск основного насоса №3 на МНТ.
Р1 = Р2 = Р3 = 2004008 Па
Визначимо тиск, який створюють насоси всіх НПС при даній подачі за формулою (2.39)
Перевіримо виконання умови балансу тисків (2.40)
6917619 – 6408953 = 508666 Па > 0,01
Так як тиск, що створює НПС набагато перевищує втрати тиску на тертя в трубопроводі, то збільшуємо витрату нафти за умовою (2.42)
Приймаємо Q = 2700 м3/год = 0,75 м3/с і повторюємо розрахунки за формулами (2.64), (2.30) – (2.40).
Знаходимо число Рейнольда при даній витраті за формулою (2.30)
Обчислюємо значення коефіцієнта гідравлічного опору за формулою Блазіуса (2.31)
Оскільки витрата та швидкість руху нафти в трубопроводі на перше перехідне число Рейнольда не впливають, то по новому визначати його не будемо.
Обчислимо ефективну еквівалентну шорсткість труби за формулою (2.33)
Методом послідовних наближень з формули (2.34) визначимо значення коефіцієнта гідравлічного опору при даній витраті, прийнявши перше його значення, обчислене за формулою Блазіуса.
Так як б = 0,013527148 < к = 0,01604844, то приймаємо більше значення коефіцієнта гідравлічного опору = к = 0, 01604844 = 0,016048.
Знаходимо втрати тиску на тертя в трубопроводі за формулою (2.35)
Визначаємо загальні втрати тиску в трубопроводі за формулою (2.36)
Визначаємо тиск, який створює підпірний насос при даній подачі за формулою (2.37)
Визначаємо тиск, що створює основний насос при даній подачі за формулою (2.38)
Так як на НПС “Степова” і “Кам’яногірка” працює основний насос №3 такий самий як і на МНТ “Південний”, то відповідно тиски, що будуть створювати насоси проміжних НПС будуть тикими самими, як і тиск основного насоса №3 на МНТ.
Р1 = Р2 = Р3 = 1905353 Па
Визначимо тиск, який створюють насоси всіх НПС при даній подачі за формулою (2.39)
Перевіримо виконання умови балансу тисків (2.40)
6614594 – 6614594 = 0
то приймаємо дану витрату нафти в трубопроводі пропускною здатністю нафтопроводу при даних умовах перекачування. Q = 2700 м3/год = 0,75 м3/с.
Проведемо гідравлічний розрахунок кожного перегону з метою перевірки виконання існуючих технологічних обмежень по максимально допустимому тиску нафти в трубопроводі виходячи із умови міцності трубопроводу (Рмакс = 60 бар) і мінімальному тиску на вході проміжних НПС, виходячи з умови нормальної безкавітаційної роботи основних насосів (Рмін = 4,2 бар).
Так як діаметри трубопроводів на кожному перегоні однакові, то не будемо розраховувати швидкість, число Рейнольда і коефіцієнт гідравлічного опору для кожного перегону, а використаємо їх вище обчислені значення.
Знаходимо втрати тиску на тертя в трубопроводі для кожного перегону за формулою (2.35)
Визначаємо загальні втрати тиску в трубопроводі для кожного перегону за формулою (2.36)
Визначимо тиск на початку першого перегону за формулою (2.45)
Рн1 = 898535 + 1905353 = 2803888 Па
Тиск нафти на початку всіх інших перегонів
Рн2 = 420000 + 1905353 = 2325353 Па
Рн3 = 420000 + 1905353 = 2325353 Па
Знаходимо тиск в кінці кожного перегону за формулою (2.51)
Рк1 = 2803888 - 2363581 = 440307 Па
Рк2 = 2325353 - 1661562 = 683791 Па
Обчислена величина тиску в кінці кожного перегону і буде величиною підпору на вході проміжних НПС (умова (2.52)).
Рв1 = 440307 Па = 4,40 бар
Рв2 = 683791 Па = 6,83 бар
Перевіримо виконання умови безкавітаційної роботи основних насосів на проміжних НПС (2.53)
440307 > 4200000
683791 > 4200000
Умова виконується, лімітуючі ділянки на нафтопроводі Одеса-Броди при даному режимі його роботи та даних умовах перекачування відсутні.
Визначимо значення ККД для підпірного та основного насосів при даній подачі використавши моделі ККД, отримані в розділі 2.2, вирази (2.24) та (2.26).
Підпірний насос
Основний насос
Знаходимо потужність, що розвивають основний та підпірний насоси при даному режимі перекачування за формулами (2.58) та (2.59)
Основний насос №3
Загальні витрати потужності для реалізації даного режиму перекачування визначимо за формулою (2.60)
N = 936,3 + 2051,8 * 3 = 7091,7 кВт
Визначимо питомі витрати електроенергії для реалізації даного режиму перекачування за формулою (2.61)
4.4 Аналіз результатів багатоваріантних розрахунків пропускної здатності нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС
З використанням ЕОМ і спеціально розробленої програми BAZ5NN на мові програмування BASIC виконаємо розрахунки режимних та енергетич них параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС окремо для транспортування російської нафти URALS та каспійської CPC BLAND при таких схемах включення насосів:
Текст програми, за якою проводилися розрахунки наведений в додатку З, результати розрахунків за даною програмою для кожного режиму наведені в додатку К, сіміщена характеристика нафтопровідної системи Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС наведена в додатку Л.
В таблиці 4.2 наведені основні режимні параметри роботи нафтопровідної системи Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС.
Таблиця 4.2- Режими роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС
|
Режим |
Пропу-скна здат-ність (м3/год) |
Пропу-скна здат-ність (т/год) |
Втрати тиску на тертя в трубо-проводі (бар) |
Загаль-ні втра-ти тис-ку (бар) |
Зага-льний тиск НПС (бар) |
Вели-чина дросе-люва ння (бар) |
Витра-ти по-тужн-ості кВт |
Питомі витрати ел. ене р гії, |
|
Підпорний + основний №1+№1+№1 Російська нафта Каспійська нафта |
2053 2492,5 |
1802 2001,5 |
41,62 32,31 |
42,62 33,31 |
72,55 60,67 |
0/0/0 0/0/0 |
5335,5 6169,97 |
4,604 4,794 |
|
Підпорний + основний №2+№2+№2 Російська нафта Каспійська нафта |
2265,5 2794 |
1988,7 2243,6 |
49,46 40,41 |
50,46 41,41 |
80,37 68,78 |
0/0/0 0/0/0 |
6924,1 9383,9 |
5,415 6,505 |
|
Підпорний + основний №3+№3+№3 Російська нафта Каспійська нафта |
2346 2700 |
2059,3 2168,1 |
52,57 37,78 |
53,57 38,78 |
83,48 66,14 |
0/0/0 0/0/0 |
7290,5 7090,9 |
5,506 6,086 |
|
Підпорний + основний №3+№3+0 Російська нафта Каспійська нафта |
1895,5 2271,5 |
1663,9 1824 |
36,20 26,98 |
37,20 27,98 |
67,12 55,33 |
0/0/0 0/0/0 |
4752,1 4666,1 |
4,442 3,978 |
|
Підпорний + основні №1,2+№1,2+№1,2 Російська нафта Каспійська нафта |
3118,5 3564 |
2737,4 2861,9 |
86,51 65,72 |
87,51 66,72 |
117,4 94,1 |
0/0/0 0/0/0 |
28528 32377 |
16,208 17,862 |
|
Підпорний + основні №1,3+№1,3+№1,3 Російська нафта Каспійська нафта |
2979,5 3297,5 |
2615,3 2647,9 |
79,88 56,19 |
80,88 57,19 |
110,8 84,55 |
0/0/0 0/0/0 |
1937,2 88549 |
11,522 52,00 |
|
Підпорний + основні №2,3+№2,3+№2,3 Російська нафта Каспійська нафта |
3135,5 3484,5 |
2752,3 2798 |
87,34 62,79 |
88,34 63,79 |
118,2 91,2 |
0/0/0 0/0/0 |
18643 58506 |
10,534 32,519 |
|
Підпорний + основні №1,3+0+№1,3 Російська нафта Каспійська нафта |
2322 2693,5 |
2038,3 2162,9 |
51,63 37,60 |
52,63 38,60 |
98,67 79,63 |
мін 16,1 13,7 |
8557,7 9324,3 |
6,529 6,705 |
|
Підпорний + основні №2,3+№2,3+0 Російська нафта Каспійська нафта |
2536,5 3068,5 |
2226,5 2464 |
60,27 48,66 |
61,27 49,66 |
100,4 77,03 |
Макс 9,18 0/0/0 |
7761,4 9510,9 |
5,421 60,03 |
|
Підпорний + основні №2,3+0+№2,3 Російська нафта Каспійська нафта |
2421,5 2823,5 |
2125,6 2267,3 |
55,57 41,26 |
56,57 42,26 |
103,4 84,18 |
16,9 14,6 |
9667,7 10953 |
7,073 7,513 |
|
Продовження таблиці 4.2 |
||||||||
|
Режим |
Пропу-скна здат-ність (м3/год) |
Пропу-скна здат-ність (т/год) |
Втрати тиску на тертя в трубо-проводі (бар) |
Загаль-ні втра-ти тис-ку (бар) |
Зага-льний тиск НПС (бар) |
Вели-чина дросе-люва ння (бар) |
Витра-ти по-тужн-ості кВт |
Питомі витрати ел. ене р гії, |
|
Підпорний + основні №1,2,3+№1,2,3+№1,2,3 Російська нафта Каспійська нафта |
3504 3803 |
3075,8 3053,8 |
106,09 74,98 |
107,1 75,98 |
137,0 103,4 |
0/0/0 0/0/0 |
67269 72829 |
20,001 22,520 |
|
Підпорний + основні №1,2,3+0+№1,2,3 Російська нафта Каспійська нафта |
2553,5 3218,5 |
2241,5 2584,5 |
60,98 53,53 |
61,98 54,53 |
136,8 99,26 |
13,4/ 7,6 0/0/0 |
14315 35685 |
9,932 21,474 |
На сонові результатів розрахунків пропускної здатності та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС, зведених в таблицю 4.2, можна зробити такі висновки:
Отже при перекачці каспійської нафти по нафтопроводу можна використовувати будь-яку комбінацію режимів найнижчого порядку №1+1+1 = 2492,5 м3/год, №2+2+2 = 2794 м3/год, №3+3+3 = 2700 м3/год, що буде становити 53856 тонн за добу та 19,7 млн. тонн каспійської нафти на рік. Для досягнення проектної потужності нафтопроводу Одеса-Броди 40 млн. тонн нафти на рік необхідно використовувати режими середніх та найвищих порядків, для чого необхідно встановити на основні насоси ротори на подачі 4500 м3/год та електродвигуни більшої потужності.
При перекачці російської нафти при використанні режимів найнижчого порядку пропускна здатність нафтопроводу становить при №1+1+1 = 2053 м3/год, №2+2+2 = 2265,5 м3/год, №3+3+3 = 2346 м3/год, що становить 50000 тонн за добу і відповідно 18,0 млн. тонн російської нафти на рік. При використанні комбінованих способів режимів середнього порядку №2,3 + 0 + №2,3 = 2421,5 м3/год, та №2,3 + №2,3 + 0 = 2536,5 м3/год. Як видно при використанні таких комбінацій режимів середніх порядків пропускна здатність трохи збільшується, проте параметри роботи насосів і електродвигунів знаходяться на межі, близькій до критичних. Використання комбінованого режиму найвищого порядку №1,2,3 + 0 + №1,2,3 = 2553,5 м3/год російської нафти, що становить 53808 тонни за добу і відповідно 19,6 млн. тонн нафти на рік. При використанні даного режиму параметри роботи обладнання теж близькі до критичних.
Крім того слід врахувати і те, що розрахунок пропускної здатності, режимних та енергетичних параметрів роботи нафтопроводу Одеса-Броди після введення в експлуатацію проміжних НПС ми проводили для найгірших умов його роботи – мінімальній температурі грунту на глибині укладання трубопроводу t = 1,90С, тобто гідравлічний опір трубопроводу найбільший. В літні місяці, коли температура грунту на глибині укладання трубопроводу буде становити t = 22,80С, пропускна здатність нафтопроводу збільшиться.
Для досягнення проектної пропускної здатності нафтопроводу Одеса-Броди необхідно на насосах всіх НПС встановити ротори на подачі 3600 м3/год або 4500 м3/год, а також електродвигуни більшої потужності. Це в свою чергу дозволить використовувати для перекачки нафти будь-які комбінації режимів середніх та найвищих порядків.
5 Розрахунок режимних параметрів процесу послідов но го перекачування різносортних нафт по нафтопрово ду Одеса-Броди
На сучасному етапі експлуатації нафтотранспортних систем враховуючи потреби споживачів нафти в сировині все більшої актуальності набуває процес послідовного перекачування кількох різносортних нафт по нафтопроводу.
Для нафтотранспортної системи Одеса-Броди це питання є особливо актуальним, так як можна транспортувати одночасно російську та каспійську нафти.
Сам розрахунок режимних параметрів процесу послідовного перекачування різносортних нафт по нафтопроводу Одеса-Броди при існуючому на даний час стані нафтотранспортної системи є громіздким і трудоємким. Тому він виконаний з використанням ЕОМ та табличного редактора MS EXCEL та програмного забезпечення Wisual Basic.
Нехай по трубопроводу послідовно перекачують два сорти нафти, що мають різну густину і в‘язкість. Всі сорти нафти, окрім останнього, перекачуються невеликими партіями, довжина яких у трубопроводі менша від довжини самого трубопроводу. Останній сорт нафти транспортується нафтопроводом партіями, довжина яких значно перевищує протяжність трубопровідної системи.
У процесі закачування у трубопровід партій різносортних нафт змінюється гідравлічний опір системи, що у свою чергу впливає на пропускну здатність нафтопроводу.
Процес послідовного перекачування нафт різних сортів є неусталений, однак, за аналогією з процесом послідовного перекачування світлих нафто про дук тів, будемо його розглядати як послідовність квазістаціонарних станів, що дозволяє використовувати при розрахунках базові рівняння усталеного руху рідини у трубопроводі.
Розробимо гідродинамічну математичну модель магістрального нафтопроводу в процесі послідовного перекачування нафт різних сортів.
Обчислюємо довжину партій всіх транспортованих трубопроводом нафт, окрім останньої, довжина якої перевищує довжину дільниці нафтопроводу
, (5.1)
де - об’єм партії j-ого сорту нафти;
- внутрішній діаметр трубопроводу.
Виконуємо математичне моделювання фізико-хімічних властивостей всіх сортів транспортованих трубопроводом нафт. Для цього знаходимо температурну поправку для густини кожної нафти за формулою
, (5.2)
де - густина нафти j-ого сорту при 20оС.
Розрахункова густина нафти кожного сорту може бути обчислена за формулою
. (5.3)
Знаходимо коефіцієнти математичної моделі Фогеля-Фульчера-Таммана для кожного сорту нафти
, (5.4)
, (5.5)
, (5.6)
, (5.7)
де - три значення температури, при яких відома в’язкість нафти j -
ого сорту;
- відповідні значення в’язкості нафти j-ого сорту за даними
дослідів.
Для знаходження розрахункової в’язкості кожного сорту нафти використовуємо наступну модель
, (5.8)
де - розрахункова температура нафти у нафтопроводі.
Вибираємо математичні моделі для опису гідравлічного режиму послідовного перекачування різносортних рідин. Визначаємо секундну витрату нафти у нафтопроводі
, (5.9)
де - перше наближення годинної витрати нафти.
Розрахунки густини та кінематичної в‘язкості двох сортів нафти при температурі перекачування за моделю Фогеля-Фульчера-Таммана виконані в розділі 1.4 даного дипломного проекту.
Визначення граничного числа Рейнольдса за формулою:
|
(5.10) |
де Ке= 0,0002 еквівалентна шорсткість труб
Визначення, методом послідовних наближень, першого перехідного числа Рейнольдсаза формулою:
|
(5.11) |
Подальший розрахунок полягає в визначенні параметрів робочої точки насоса при різних положеннях розділюючого пристрою X1 між основним сортом нафти та першою по ходу нафтопроводу нафтою іншого сорту.
Критерієм закінчення прорахунку є роходження розділюючим пристроєм шляху за формулою:
|
(5.12) |
де Lt – довжина трубопроводу
qnj – маса j-ї нафти, що необхідно перекачати
j - густина j-ї нафти
Число Рейнольдса визначається за формулою:
|
(5.13) |
Якщо виконується нерівність Rej < Reгр то коефіцієнт гідравлічного опору знаходиться за формулою Блазіуса
|
(5.14) |
Інакше методом послідовних наближень із модифікованої формули Колбрука
|
(5.15) |
де Кее – ефективна еквівалентна шорсткість труби
якщо Re > ReI то Кее= Ке інакше
|
(5.16) |
Далі знаходяться віддалі від початку трубопроводу до початку нафти j-го сорту Xrj, реальна довжина довжина нафти в трубі lr.
Якщо виконується умова Xj lpj то X(j+1)=0 (5.17)
інакше X(j+1)=Xj+lpj (5.18)
де lpj- довжина партії нафти j- го сорту
Якщо Xrj > lt то Xrj=lt (5.19)
інакше Xrj=Xj (5.20)
lrj=xrj-xr(j+1) (5.21)
|
(5.22) |
Місцезнаходження сорту нафти в трубопроводі визначається за формулою
|
(5.23) |
де Zi – геодезична позначка на Lzi км
Знаходимо втрати тиску:
|
(5.24) |
|
(5.25) |
|
(5.26) |
Моделюємо нафтоперекачувальну станцю.
|
(5.27) |
де Анс та Внс – коефіцієнти математичної моделі
- густина нафти, котру в данний момент перекачує насос
|
(5.28) |
де Ам, Вм, Ап, Вп – коефіцієнти математичної моделі магістрального та підпорного насосів
Якщо виконується умова (P – dP) > 0,01 то q=q+dq (5.29)
інакше проводимо прорахунок при наступному значенні X1.
Для кожного значення робочої точки насоса розраховується:
|
(5.30) |
де с1, с2, с3 – коефіцієнти математичної моделі ККД
|
(5.31) |
де е – ККД електродвигуна приводу
Для реалізації даної методики розрахунку розроблена спеціальна програма в табличному редакторі MS EXCEL, текст програми наведений в додатку М, а результати розрахунку за цією програмою при роботі на МНТ “Південний” основного насоса №1, №2 та №3 та послідовній перекачці двох сортів нафт наведені в додатку Н.
Вихідні дані для проведення розрахунків за даною програмою наведені в таблиці 5.1
Таблиця 5.1- Вихідні дані для розрахунків режимних параметрів процесу послідовного перекачування двох сортів нафт по нафтопроводу Одеса-Броди
В таблиці 5.2 наведений масив геодезичних відміток по трасі нафтопроводу.
Таблиця 5.2- Масив геодезичних позначок траси нафтопроводу Одеса-Броди
|
№ км |
Z, м |
№ км |
Z, м |
№ км |
Z, м |
||
|
|
42.6 |
130 |
67.1 |
414 |
256.6 |
||
|
4 |
44.5 |
136 |
120.1 |
423 |
286.2 |
||
|
8 |
48.8 |
143 |
166.5 |
433 |
320.1 |
||
|
12 |
52.2 |
153 |
180.9 |
443 |
340.2 |
||
|
16 |
56.1 |
163 |
209.2 |
453 |
376.2 |
||
|
20 |
66.5 |
173 |
210.9 |
456 |
340.2 |
||
|
24 |
72.1 |
181 |
207.6 |
462 |
305.8 |
||
|
28 |
75.2 |
191 |
196.4 |
477 |
307.9 |
||
|
32 |
78.5 |
200 |
189.3 |
485 |
312.2 |
||
|
36 |
72.1 |
208 |
172.4 |
495 |
316.8 |
||
|
40 |
65.1 |
218 |
190.5 |
504 |
321.7 |
||
|
Продовження таблиці 5.2 |
|||||||
|
№ км |
Z, м |
№ км |
Z, м |
№ км |
Z, м |
№ км |
Z, м |
|
46 |
45.4 |
222 |
207.8 |
508 |
326.2 |
637 |
368.2 |
|
50 |
88.3 |
232 |
230.2 |
516 |
330.2 |
641 |
341.2 |
|
52 |
90.23 |
243 |
266.9 |
518 |
323.5 |
643 |
389.8 |
|
56 |
92.1 |
252 |
243.8 |
526 |
314.8 |
||
|
60 |
98.6 |
262 |
230.8 |
536 |
326.2 |
||
|
62 |
103.5 |
277 |
202.8 |
543 |
340.6 |
||
|
66 |
103 |
287 |
241.2 |
553 |
342.1 |
||
|
70 |
105.8 |
297 |
265 |
563 |
334.7 |
||
|
74 |
108.5 |
302 |
271.8 |
574 |
335.2 |
||
|
78 |
104.2 |
329 |
236.7 |
584 |
338.9 |
||
|
82 |
99.2 |
335 |
240.1 |
591 |
340.6 |
||
|
89 |
102.6 |
345 |
253.2 |
598 |
350.2 |
||
|
94 |
108.9 |
353 |
270.8 |
603 |
369.8 |
||
|
98 |
136.6 |
363 |
269 |
608 |
365.2 |
||
|
104 |
148 |
374 |
263.9 |
618 |
365.7 |
||
|
108 |
135.2 |
381 |
266.8 |
620 |
364.2 |
||
|
112 |
124.2 |
391 |
271.3 |
624 |
364.1 |
||
|
116 |
100.6 |
400 |
288.5 |
628 |
363.2 |
||
|
124 |
45.4 |
408 |
275.6 |
633 |
355.6 |
Після введення вихідних даних у форму MS EXCEL, наведену в таблиці 5.1, необхідно натиснути комбінацію клавіш CTR+Q і програма проведе розрахунок режимних параметрів процесу послідовного перекачування різносортних нафт по нафтопроводу Одеса-Броди.
Дана програма є універсальною і може бути використана для розрахунків режимних параметрів при послідовному перекачуванні різносортних нафт для будь-якого нафтопроводу. Для цього потрібно буде тільки поміняти вихідні дані у формі вихідних даних (таблиця 5.1) та ввести масив геодезичних позначок траси нафтопроводу (таблиця 5.2) і запустити програму на виконання.
6 Розрахунок режимних параметрів наливу нафти в танкери самоплином з резервуарного парку МНТ “Південний”
В даному розділі дипломного проекту проведемо гідравлічний розрахунок режимних параметрів наливу нафти в танкери самоплином з резервуарного парку з метою визначення маёксимальної пропускної здатності трубопроводу.
Оскільки різниця геодезичних відміток верхньої технологічної площадки МНТ, де розміщений резервуарний парк і площадки причальних та портових споруд, де здійснюється налив нафти на танкери, від’ємна, то нафта з резервуарного парку під дією гідростатичного тиску рухається по трубопроводу самоплином до стендерів, які під’єднуються до маніфольдів танкера для наливу нафти в танки.
Розрахункова схема наливу нафти в танкери наведена на рисунку 6.1
1010
Верхня площадка
Z= 45 м.
Нижня площадка Z = 6м., Z= -39м.
Рисунок 6.1- Спрощена розрахункова схема для гідравлічного розрахунку наливу нафти в танкери
Як видно з даної розрахункової схеми нафта з резервуарів №1,2,3,4,5,6,8,10 (в них зберігають російську нафту) через заслінки, засувки потрапляє у вихідний колектор резервуарів діаметром 1220 мм., який з’єднується через засувки з блокувальними трубопроводами діаметром 1220 мм. та 700 мм. На нижній площадці блокувальні трубопроводи через засувки з’єднуються з колектором нижньої площадки, до якого через відводи з засувками під’єднані стендери діаметром 400 мм. кожен. При наливі нафти в танкер максимально можуть бути підключені три стендери, так як прийомних маніфольдів на танкері 3 штуки. Геодезична відмітка резервуарного парку 45 м., геодезична відмітка причалу 6 м., різниця геодезичних відміток –39 м. Максимальний рівень в резервуарі 16,5 м, мінімальний – 1,6 м., максимальна продуктивність опорожнення резервуару 6000 м3/год. Максимальна пропускна здатність одного стендера 4500 м3/год, величина технологічно необхідного тиску на причалі для забезпечення нормального процесу наливу не повинна перевищувати 2,0 бари і повинна бути в межах 1,0-2,0 бар.
Так як трубопроводи, якими здійснюється налив нафти на танкери, мають різні діаметри, втрати тиску на тертя в трубопроводах та втрати тиску в місцевих опорах будемо рахувати окремо по ділянках для кожного діаметру трубопроводу і їх сума буде становити загальні втрати тиску у наливній лінії.
Налив нафти на танкери можна здійснювати трьома способами:
Тому обчислимо загальні втрати тиску в наливній лінії при трьох способах наливу. Загальні втрати тиску в наливній лінії не повинні перевищувати величину гідростатичного тиску стовпа нафти резервуару та статичного тиску на нижній площадці зарахунок різниці геодезичних позначок верхньої та нижньої технологічних площадок.
Розрахунки втрат тиску в наливній лінії проведемо для найгірших умов – мінімальній температурі нафти, що становить 1,90С. Згідно розрахунків, виконаних в розділі 1.4 даного дипломного проекту кінематична в‘язкість нафти при даній температурі становить 44,38 сСт, а густина – 877,8 кг/м3.
Розрахунки втрати тиску у наливній ліній для трьох варіантів наливу є трудоємкі, оскільки велика кількість ділянок з різними діаметрами труб, велика кількість місцевих опорів та паралельних ниток трубопроводів, для яких потрібно рахувати еквівалентні діаметри. Тому ці розрахунки виконані на ЕОМ з використанням табличного редактора MS EXCEL та наведені в додатку О.
Опишемо алгоритм розрахунку. Задаємось значенням витрати виходячи з максимальної пропускної здатності одного стендера Q = 14000 м3/год. визначаємо швидкість нафти для кожної ділянки трубопроводів з різним діаметром за формулою
|
(6.1) |
де D- внутрішній діаметр трубопроводу.
Для точнішого визначення перехідних чисел Рейнольда використаємо відносну шорсткість труб, яка визначається за формулою
|
(6.2) |
де К- абсолютна еквівалентна шорсткість внутрішньої поверхні труби, для нових труб приймемо К=0,15 мм.
Визначимо перше перехідне число Рейнольдса за формулою
|
(6.3) |
Друге перехідне число Рейнольдса визначається за формулою
|
(6.4) |
Визначимо числа Рейнольдса для кожної ділянки за формулою
|
|
(6.5) |
де - кінематична в‘язкість нафти.
В залежності від режиму руху рідини в трубопроводі визначення коефіцієнта гідравлічного опору проводиться за формулами:
для зони гідравлічно гладких труб (Re<Re1)
|
(6.6) |
для зони змішаного тертя (Re1<Re<Re2)
|
(6.7) |
для квадратичної зони (Re2<Re)
|
(6.8) |
Обчислення за даними формулами швидкостей, чисел Рейнольдса та коефіцієнта гідравлічного опору проводимо окремо для кожної ділянки трубопроводу з різним діаметром.
При використанні двох паралельних трубопроводів спочатку необхідно обчислити їх еквівалентний діаметр, а потім обчислювати значення швидкості, числа Рейнольдса та коефіцієнта гідравлічного опору. Еквівалентний діаметр двох паралельних трубопроводів обчислюється за формулою
|
(6.9) |
де Di – діаметр кожної паралельної нитки трубопроводу, m – коефіцієнт моделі, для турбулентного режиму в зоні гідравлічно гладких труб m = 0,25.
Втрати тиску на тертя в трубопроводі визначаються за формулою Дарсі Вейсбаха також окремо для кожної ділянки нафтопроводу.
|
(6.10) |
де L – довжина ділянки трубопроводу, - густина нафти при розрахунковій температурі.
Визначимо втрати тиску в місцевих опорах (засувках, поворотах і т.д.) за формулою
|
(6.11) |
де - величина втрати тиску в місцевому опорі (вибирається з таблиці (6.1)
Значення втрат тиску в місцевих опорах наведені в таблиці 6.1
Таблиця 6.1- Значення втрат тиску в місцевих опорах
|
Назва місцевого опору |
|
|
Вихід із резервуару |
0,5 |
|
Коліно 450 |
0,3 |
|
Коліно 900 |
0,45 |
|
Засувка |
0,5 |
|
Продовження таблиці 6.1 |
|
|
Назва місцевого опору |
|
|
Трійник на прохід |
0,40 |
|
Трійник на злиття |
0,56 |
|
Заслінка запірна |
0,35 |
|
Стендер |
0,85 |
Для блокувальних трубопроводів втрати тиску в місцевих опорах окремо не обчислюємо, а приймаємо їх значення рівним 2% від втрат тиску на тертя в даному трубопроводі.
Загальні втрати тиску обчислюються за формулою
|
(6.12) |
де Р- втрати тиску на тертя в трубопроводі, Z – різниця геодезичних відміток кінця і початку трубопроводу, g- прискорення сили тяжіння, Рмо- сумарні втрати тиску в місцевих опорах для даної ділянки нафтопроводу, Рк- тиск в кінці трубопроводу.
Підставивши у формулу (6.12) дані обчислюємо загальні втрати тиску у наливній лінії для трьох варіантів наливу.
Обчислюємо величину гідростатичного тиску стовпа нафти резервуарів та статичного тиску на причалі зарахунок різниці геодезичних позначок верхньої та нижньої площадок за формулою
|
(6.13) |
де Н – рівень нафти в резервуарі
Перевіряємо виконання умови
Рзаг<= Ргідр, (6.14)
Якщо умова виконується, то можна здійснювати налив нафти на танкер з даною продуктивністю, якщо умова не виконується, то витрата нафти при наливі буде меншою.
Також необхідно, щоб при здійсненні наливу тиск на причалі був не більшим за 2,0 бари. Якщо тиск буде більший, надлишок тиску необхідно буде дроселювати на вихідних засувках з камер прийому ОП нижньої площадки.
Вихідні дані для проведення розрахунків наведені в таблиці 6.2.
Таблиця 6.2- Вихідні дані для розрахунків
|
K |
0.00015 |
Q |
14000 |
3.889 |
В'язкість (м2/с) |
0.00004438 |
Густина (кг/м3) |
877.8 |
|
m |
0.25 |
Q ПРП |
4500 |
1.250 |
||||
|
Qмакс стендера |
4500 |
1.250 |
Різниця геодезич-них відмі-ток (м) |
-39 |
Необхідний тиск на причалі (Па) |
200000 |
Результати проміжних розрахунків наведені в таблиці 6.3.
Таблиця 6.3- Проміжні розрахунки
|
Параметер |
D1 ПРП |
D2 |
D3 |
D4 |
D5 блокув |
Dекв 700+700 |
Dекв 1220+700 |
Dекв стенд |
Dекв 700+325 |
|
Діаметр трубопроводу |
0.700 |
1.200 |
0.400 |
0.300 |
0.700 |
0.904 |
1.296 |
0.600 |
0.725 |
|
E |
0.000 |
0.00025 |
0.00075 |
0.001 |
0.0004286 |
0.000332 |
0.000232 |
0.0005 |
0.00041375 |
|
Re1 |
420372 |
778318 |
221756 |
159620 |
420372 |
562837 |
849652 |
352183 |
437631 |
|
Re2 |
7563505 |
13682304 |
4074104 |
2960000 |
7563505 |
10019589 |
14883579 |
6375553 |
7862811 |
|
W |
3.248 |
3.439 |
9.947 |
55.017 |
10.105 |
1.949 |
2.949 |
13.774 |
9.418 |
|
RE |
51231 |
92975 |
89655 |
371901 |
159386 |
39685 |
86108 |
186083 |
153872 |
|
LAM |
0.021 |
0.0181194 |
0.018285 |
0.0177113 |
0.0158352 |
0.0224171 |
0.01847 |
0.01523 |
0.01597521 |
Результати розрахунків загальних втрат тиску наведені в таблиці 6.4.
Таблиця 6.4- Втрати тиску при наливі нафти на танкери
|
Параметер |
ПРП |
Блокув 1220 |
Блокув 700 |
Колек-тор 1220 резер-вуарів |
Колек-тор 1220 низ |
Вихід з камери труба 325 |
Вихід з камери труба 700 |
Відвод 400 з стен-дером |
Труби 700+325 парале-льно |
Блокув 1220+700 пара-лельно |
|
Довжина |
30.8 |
2645 |
2644 |
539 |
300 |
10.7 |
16.5 |
35 |
16.5 |
2645 |
|
Втрати тиску на тертя (бар) |
0.04 |
2.07 |
26.81 |
0.422 |
0.24 |
8.39 |
0.17 |
0.69 |
0.14 |
1.44 |
|
Втрати тиску в місцевих опорах |
0.18 |
- |
|
0.49 |
0.325 |
0.086 |
0.086 |
0.7 |
0.086 |
- |
|
Загальні втрати тиску |
0.22 |
0.76 |
25.98 |
0.912 |
0.56 |
8.48 |
0.25 |
1.39 |
0.23 |
0.11 |
В таблиці 6.4 наведені сумарні втрати тиску при різних схемах наливу танкера та максимальній продуктивності наливу Q=14000 м3/год, виходячи з максимальної пропускної здатності трьох стендерів.
Таблиця 6.4- Загальні втрати тиску та значення гідростатичного тиску при різних схемах наливу при Q=14000 м3/год
|
Режим |
Втрати тиску (бар) |
Рівень в резервуа-рі (м) |
Гідростати-чний тиск (бар) |
Тиск на причалі (бар) |
Величина дроселюва-ння (бар) |
|
|
Блок труб 700 |
|
37.55 |
1.60 |
0.14 |
3.50 |
1.50 |
|
Блок труб 1220 |
|
4.10 |
2 |
0.17 |
3.53 |
1.53 |
|
Блок труб 700+1220 |
3.43 |
2.5 |
0.22 |
3.57 |
1.57 |
|
|
3 |
0.26 |
3.62 |
1.62 |
|||
|
3.5 |
0.30 |
3.66 |
1.66 |
|||
|
4 |
0.34 |
3.70 |
1.70 |
|||
|
4.5 |
0.39 |
3.75 |
1.75 |
|||
|
Продовження таблиці 6.4 |
||||||
|
Рівень в резервуа-рі (м) |
Гідростати-чний тиск (бар) |
Тиск на причалі (бар) |
Величина дроселюва-ння (бар) |
|||
|
5 |
0.43 |
3.79 |
1.79 |
|||
|
5.5 |
0.47 |
3.83 |
1.83 |
|||
|
6 |
0.52 |
3.88 |
1.88 |
|||
|
6.5 |
0.56 |
3.92 |
1.92 |
|||
|
7 |
0.60 |
3.96 |
1.96 |
|||
|
7.5 |
0.65 |
4.00 |
2.00 |
|||
|
8 |
0.69 |
4.05 |
2.05 |
|||
|
8.5 |
0.73 |
4.09 |
2.09 |
|||
|
9 |
0.78 |
4.13 |
2.13 |
|||
|
9.5 |
0.82 |
4.18 |
2.18 |
|||
|
10 |
0.86 |
4.22 |
2.22 |
|||
|
10.5 |
0.90 |
4.26 |
2.26 |
|||
|
11 |
0.95 |
4.31 |
2.31 |
|||
|
11.5 |
0.99 |
4.35 |
2.35 |
|||
|
12 |
1.03 |
4.39 |
2.39 |
|||
|
12.5 |
1.08 |
4.43 |
2.43 |
|||
|
13 |
1.12 |
4.48 |
2.48 |
|||
|
13.5 |
1.16 |
4.52 |
2.52 |
|||
|
14 |
1.21 |
4.56 |
2.56 |
|||
|
14.5 |
1.25 |
4.61 |
2.61 |
|||
|
15 |
1.29 |
4.65 |
2.65 |
|||
|
15.5 |
1.33 |
4.69 |
2.69 |
|||
|
16 |
1.38 |
4.74 |
2.74 |
|||
|
16.5 |
0.00 |
4.78 |
2.78 |
Як видно з таблиці 6.4 налив нафти на танкер з продуктивністю 14000 м3/год можна здійснювати з використанням блокувального трубопроводу діаметром 1220 мм. або двох паралельних ниток блокувальних трубопроводів діаметром 1220 мм. та 700 мм., оскільки при цих варіантах наливу загальні втрати тиску є меншими за величину гідростатичного тиску. Максимальна продуктивність наливу з використанням блокувального трубопроводу діаметром 700 мм. становить 4500 м3/год при даних умовах перекачування.
Слід врахувати ще й то, що даний розрахунок ми проводили при найгірших умовах- максимальній кінематичній в’язкості та густині нафти. В літній період, коли температура нафти в резервуарах досягає 250С втрати тиску на тертя будуть значно нижчими, але більшої продуктивності наливу за 14000 м3/год досягнути неможна, виходячи з максимальної пропускної здатності одного стендера, яка становить 4500 м3/год.
№10
Рмін =1 бар
Перевальна точка
Zп=389,8 м. км.
L= 667 км., Lp= 643 км.
l3=257 км..
l2=205 км..
l1=181 км..
Z=231,8 м
Z=265,6 м.
Δ Zп=124,2 м.
Δ Zз= -33,8 м.
Z=207,6 м.
Δ Z2=58 м.
Z=42,6 м.
Δ Z1=165 м.
Δ Zк = 347,2 м.
Рмін=4,2 бар
Рмакс=60 бар
Рмін=4,2 бар
Рмакс=60 бар
Ркп=3 бари
Рмін=4,2 бар
Рмакс=60 бар
НПС “Кам’яногірка”
№5
НПС “Степова”
ЛВДС “Броди”
МНТ “Південний”
L = 667 км., Lp = 643 км.
Рмін =1 бар
№3
№1
№2
Zп=389,8 м
№4
Перевальна точка
№6
Ркп=3 бари
№8
Z=231,8 м
ЛВДС “Броди”
Рмін=4,2 бар
Рмакс=60 бар
Z=42,6 м.
Δ Z=189,2 м.
Δ Zп=347,2 м.
МНТ “Південний”