Помощь студентам в учебе
Организационно-техническое обеспечение оптимизации режимов транспорта нефти по нефтепроводам
|
Реферат 8
Введение 18
1. Технологические режимы перекачки нефти по трубопроводам 21
1.1 Характеристика и основные задачи предприятий трубопроводного транспорта
нефтепродуктов 21
1.2 Общая характеристика реализуемых в системе МН режимов перекачки 24
1.3 Порядок диспетчерского управления установившимся режимом магистрального
нефтепровода 28
2. Современные методы оптимизации режимов на магистральных нефтепроводах 31
2.1 Регулирование режимов работы нефтепроводов 31
2.2 Технология применения лупингов и вставок большего диаметра 35
2.3 Использование противотурбулентных присадок при транспортировке нефти для оптимизации
режимов перекачки 38
3. Характеристика объекта исследования 43
3.1 Характеристика участка магистрального нефтепровода 43
3.2 Климатическая характеристика 43
3.3 Характеристика материала труб 43
3.4 Проектные данные 44
3.5 Характеристика нефти 45
4. Расчетная часть 47
4.1 Технологический расчет трубопровода на прочность 47
4.2 Расчет гидравлических потерь при существующей технологии транспортировки 49
4.3 Расчет гидравлических потерь при применении лупинга и вставки большего диаметра 55
4.4 Расчет концентрации противотурбулентной присадки 60
4.5 Выбор оптимальной технологии оптимизации гидравлического режима магистрального
нфтепровода 62
5. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение 64
5.1 Оценка коммерческого потенциала и перспективности проведения научных исследований с позиции ресурсоэффективности и ресурсосбережения 655.1.1 Потенциальные потребители результатов исследования 65
5.1.2 Анализ конкурентных технических решений 66
5.1.3 SWOT-анализ 67
5.2 Планирование научно-исследовательских работ 70
5.2.1 Структура работ в рамках научного исследования 70
5.2.2 Определение трудоемкости выполняемых работ 71
5.2.3 Разработка графика проведения научного исследования 72
5.3 Бюджет научно-технической разработки 75
5.3.1 Расчет материальных затрат НТИ 75
5.3.2 Расчет затрат на специальное оборудование для научных работ 76
5.3.3 Основная заработная плата исполнителей работы 76
5.3.4 Дополнительная заработная плата исполнителей работы 77
5.3.5 Отчисления во внебюджетные фонды 77
5.3.6 Накладные расходы 78
5.3.7 Формирование бюджета затрат научно - исследовательского проекта 78
5.4 Определение ресурсной (ресурсосберегающей), финансовой, бюджетной, социальной и экономической эффективности проведения работ 79
б.Социальная ответственность 82
6.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 82
6.2 Производственная безопасность 83
6.3 Анализ вредных производственных факторов 84
6.3.1 Повышенный уровень шума на рабочем месте 84
6.3.2 Отсутствие или недостаток необходимого искусственного освещения; 85
6.3.3 Производственные факторы, связанные с микроклиматическими параметрами
воздушной среды на местонахождении работающего 86
6.3.4 Повреждение в результате контакта с животными, насекомыми, пресмыкающимися 87
6.4 Анализ опасных производственных факторов 87
6.4.1 Производственные факторы, связанные с электрическим током 87
6.4.2 Пожароопасность и взрывоопасность 89
6.4.3 Движущиеся машины и механизмы производственного оборудования 90
6.4.4 Производственные факторы, связанные с чрезмерно высокой температурой
материальных объектов 92
6.4.5 Производственные факторы, обладающие свойствами химического воздействия на
организм работающего человека 92
6.5 Экологическая безопасность 94
6.6 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 96
Заключение 99
Введение 18
1. Технологические режимы перекачки нефти по трубопроводам 21
1.1 Характеристика и основные задачи предприятий трубопроводного транспорта
нефтепродуктов 21
1.2 Общая характеристика реализуемых в системе МН режимов перекачки 24
1.3 Порядок диспетчерского управления установившимся режимом магистрального
нефтепровода 28
2. Современные методы оптимизации режимов на магистральных нефтепроводах 31
2.1 Регулирование режимов работы нефтепроводов 31
2.2 Технология применения лупингов и вставок большего диаметра 35
2.3 Использование противотурбулентных присадок при транспортировке нефти для оптимизации
режимов перекачки 38
3. Характеристика объекта исследования 43
3.1 Характеристика участка магистрального нефтепровода 43
3.2 Климатическая характеристика 43
3.3 Характеристика материала труб 43
3.4 Проектные данные 44
3.5 Характеристика нефти 45
4. Расчетная часть 47
4.1 Технологический расчет трубопровода на прочность 47
4.2 Расчет гидравлических потерь при существующей технологии транспортировки 49
4.3 Расчет гидравлических потерь при применении лупинга и вставки большего диаметра 55
4.4 Расчет концентрации противотурбулентной присадки 60
4.5 Выбор оптимальной технологии оптимизации гидравлического режима магистрального
нфтепровода 62
5. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение 64
5.1 Оценка коммерческого потенциала и перспективности проведения научных исследований с позиции ресурсоэффективности и ресурсосбережения 655.1.1 Потенциальные потребители результатов исследования 65
5.1.2 Анализ конкурентных технических решений 66
5.1.3 SWOT-анализ 67
5.2 Планирование научно-исследовательских работ 70
5.2.1 Структура работ в рамках научного исследования 70
5.2.2 Определение трудоемкости выполняемых работ 71
5.2.3 Разработка графика проведения научного исследования 72
5.3 Бюджет научно-технической разработки 75
5.3.1 Расчет материальных затрат НТИ 75
5.3.2 Расчет затрат на специальное оборудование для научных работ 76
5.3.3 Основная заработная плата исполнителей работы 76
5.3.4 Дополнительная заработная плата исполнителей работы 77
5.3.5 Отчисления во внебюджетные фонды 77
5.3.6 Накладные расходы 78
5.3.7 Формирование бюджета затрат научно - исследовательского проекта 78
5.4 Определение ресурсной (ресурсосберегающей), финансовой, бюджетной, социальной и экономической эффективности проведения работ 79
б.Социальная ответственность 82
6.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 82
6.2 Производственная безопасность 83
6.3 Анализ вредных производственных факторов 84
6.3.1 Повышенный уровень шума на рабочем месте 84
6.3.2 Отсутствие или недостаток необходимого искусственного освещения; 85
6.3.3 Производственные факторы, связанные с микроклиматическими параметрами
воздушной среды на местонахождении работающего 86
6.3.4 Повреждение в результате контакта с животными, насекомыми, пресмыкающимися 87
6.4 Анализ опасных производственных факторов 87
6.4.1 Производственные факторы, связанные с электрическим током 87
6.4.2 Пожароопасность и взрывоопасность 89
6.4.3 Движущиеся машины и механизмы производственного оборудования 90
6.4.4 Производственные факторы, связанные с чрезмерно высокой температурой
материальных объектов 92
6.4.5 Производственные факторы, обладающие свойствами химического воздействия на
организм работающего человека 92
6.5 Экологическая безопасность 94
6.6 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 96
Заключение 99
Актуальность.
На сегодняшний день, трубопроводный транспорт в России является наиболее экономичным и безопасным способом доставки углеводородного сырья от предприятий добычи к потребителю. Широкая география магистральных нефте- и продуктопроводов (МН и МННН) обеспечивает транспорт углеводородного сырья не только на российский рынок, но и зарубежным потребителям[3].
В настоящее время геополитическая ситуация требует мобильной смены стратегических направлений перекачки, что говорит требуемой оптимизации перекачки жидких углеводородов по системе магистральных трубопроводов. Цель мероприятий по оптимизаций состоит в том, чтобы обеспечить требуемую производительность трубопроводных систем при сокращении капитальных и эксплуатационных затрат за счет повышения гидравлической эффективности. Это необходимо реализовать на ранних этапах существования проекта, когда высок уровень контроля и влияния на итоговые затраты при низких текущих затратах [19]. Характеристика этапов существования проекта представлена на рисунке 1.
Высокий уровень контроля/влияния,
низкие затраты
Возможность контроля /
влияния на затратыОценочный расчёт вариантов оптимизации может включать следующие этапы:
• Анализ требований к пропускной способности;
• Определение возможных вариантов технических решений по обеспечению пропускной способности;
• Оценка капитальных затрат на каждый вариант обеспечения пропускной способности;
• Оценка эксплуатационных затрат на каждый вариант обеспечения пропускной способности;
• Выбор оптимального варианта обеспечения пропускной способности по критерию минимальных затрат[19].
Важно отметить, что оценочный расчёт вариантов не должен заменять детальное технико-экономическое проектирование, а служит лишь для предварительной оценки возможных вариантов с точки зрения экономических затрат.
Перекачка нефти по технологическому участку осуществляется по средствам установившегося режима. Режим перекачки представляет из себя набор гидравлических прараметров, описывающих перекачку, а также насосное оборудование и порядок их включения и выключения по плану графику. Основным критерием допустимости для режима перекачки является давление во всех сечениях нефтепровода, которое должно не превышать ограничений по несущей способностии и обеспечивать условия бескавитационной работы насосов НПС.
Годовой план режимов перекачки зависит от многочисленных внешних факторов, сезонности и свойств перекачиваемого продукта. Для согласования напорных характеристик нефтеперекачивающих агрегатов с характеристикой нефтепровода на НПС устанавливают разнотипные агрегаты. На каждой НПС установлено до четырех магистральных насосных агрегатов мощностью 2500-10 000 кВт. В среднем объем перекачки нефти на одном участке МН протяженностью 500 км составляет до 50 млн т в год, при этом среднее потребление электроэнергии за год составляет 100-200-106 кВт-ч, из которых около 98% приходится на потребление насосными агрегатами []. В этих условиях актуализируется задача оптимизации режимов работы агрегатов.
Целью работы является выбор оптимального режима перекачки по заданному участку нефтепровода с учетом изменения гидравлических параметров и реологических характеристик нефти..Для реализации указанной цели, в ВКР необходимо выполнить следующие
задачи:
1. провести обзор современных технологий перекачки, формирующих текущие технологические режимы работы магистрального нефтепровода;
2. определить основные факторы влияния на изменение условий транспортировки высоковязкой нефти;
3. провести прочностные технологические расчеты и определить условия выбора оптимальных гидравлических параметров для разных участков нефтепровода с воздействием на реологические характеристики углеводородной среды.
4. Смоделировать оптимальный гидравлический режим магистрального нефтепровода с учетом методов повышения гидравлической эфективности.
5. построить график гидравлических уклонов по каждому исследованному участку при комбинировании технологических методов повышения пропускной способности.
На сегодняшний день, трубопроводный транспорт в России является наиболее экономичным и безопасным способом доставки углеводородного сырья от предприятий добычи к потребителю. Широкая география магистральных нефте- и продуктопроводов (МН и МННН) обеспечивает транспорт углеводородного сырья не только на российский рынок, но и зарубежным потребителям[3].
В настоящее время геополитическая ситуация требует мобильной смены стратегических направлений перекачки, что говорит требуемой оптимизации перекачки жидких углеводородов по системе магистральных трубопроводов. Цель мероприятий по оптимизаций состоит в том, чтобы обеспечить требуемую производительность трубопроводных систем при сокращении капитальных и эксплуатационных затрат за счет повышения гидравлической эффективности. Это необходимо реализовать на ранних этапах существования проекта, когда высок уровень контроля и влияния на итоговые затраты при низких текущих затратах [19]. Характеристика этапов существования проекта представлена на рисунке 1.
Высокий уровень контроля/влияния,
низкие затраты
Возможность контроля /
влияния на затратыОценочный расчёт вариантов оптимизации может включать следующие этапы:
• Анализ требований к пропускной способности;
• Определение возможных вариантов технических решений по обеспечению пропускной способности;
• Оценка капитальных затрат на каждый вариант обеспечения пропускной способности;
• Оценка эксплуатационных затрат на каждый вариант обеспечения пропускной способности;
• Выбор оптимального варианта обеспечения пропускной способности по критерию минимальных затрат[19].
Важно отметить, что оценочный расчёт вариантов не должен заменять детальное технико-экономическое проектирование, а служит лишь для предварительной оценки возможных вариантов с точки зрения экономических затрат.
Перекачка нефти по технологическому участку осуществляется по средствам установившегося режима. Режим перекачки представляет из себя набор гидравлических прараметров, описывающих перекачку, а также насосное оборудование и порядок их включения и выключения по плану графику. Основным критерием допустимости для режима перекачки является давление во всех сечениях нефтепровода, которое должно не превышать ограничений по несущей способностии и обеспечивать условия бескавитационной работы насосов НПС.
Годовой план режимов перекачки зависит от многочисленных внешних факторов, сезонности и свойств перекачиваемого продукта. Для согласования напорных характеристик нефтеперекачивающих агрегатов с характеристикой нефтепровода на НПС устанавливают разнотипные агрегаты. На каждой НПС установлено до четырех магистральных насосных агрегатов мощностью 2500-10 000 кВт. В среднем объем перекачки нефти на одном участке МН протяженностью 500 км составляет до 50 млн т в год, при этом среднее потребление электроэнергии за год составляет 100-200-106 кВт-ч, из которых около 98% приходится на потребление насосными агрегатами []. В этих условиях актуализируется задача оптимизации режимов работы агрегатов.
Целью работы является выбор оптимального режима перекачки по заданному участку нефтепровода с учетом изменения гидравлических параметров и реологических характеристик нефти..Для реализации указанной цели, в ВКР необходимо выполнить следующие
задачи:
1. провести обзор современных технологий перекачки, формирующих текущие технологические режимы работы магистрального нефтепровода;
2. определить основные факторы влияния на изменение условий транспортировки высоковязкой нефти;
3. провести прочностные технологические расчеты и определить условия выбора оптимальных гидравлических параметров для разных участков нефтепровода с воздействием на реологические характеристики углеводородной среды.
4. Смоделировать оптимальный гидравлический режим магистрального нефтепровода с учетом методов повышения гидравлической эфективности.
5. построить график гидравлических уклонов по каждому исследованному участку при комбинировании технологических методов повышения пропускной способности.
Результатам выпускной квалификационной работы отражают следующие выводы:
- литературный обзор показал, что проблема регулировования режимов МН - это сложная технологическая задача, которая требует комбинирования различных методов повышения гидравлической эффективности. Так как для регулирования режимов необходимо воздействовать как на реологические параметры нефти, так и на технические характеристики перекачивающего оборудования.
- по результатам прочностных расчетов получена толщины стенок труб с
диаметрами необходимых для обеспечения необходимой пропускной способности трубопровода. Для DN=||| и DN они составили 6н = ||| и 6н = |||
соответственно, что отвечает требованиям ТУ 14-3-1573-96 [13
- был рассчитан гидравлический режим и построен график при комбинировании технологических методов повышения пропускной способности.с учетом особенностей каждого из трех участков модельного МН:
1. Для участка №1 ЦЦЦЦШЦЦ требуется провести замену 1 из 2 насосных станций лупингом DN ||| длиной ||| км. Показатель повышения гидравлической эффективности лупинга данного диаметра пл = Ц|. Использование лупинга DN ||| является оптимальным и по протяженности и по показателю гидравлической эффективности (Для лупинга DN НИ необходима длина ||| км при показателе повышения гидравлической эффективности ■I)
2. Для участка №2 ЦЦЦ||||||||||||||||||||||||.' требуется провести замену 3 из 6 насосных станций лупингами. DN ||| общей длиной Ш км . Использование вставки DN 1220 оказалось не эффективным: необходимая длина составила 219 км и показатель гидравлической эффективности пл = |Ц. Так как второй участок, относительно других, имеет наибольшую производительность и протяженность, рассмотрено использование противотурбулентной присадки Необходимая концентрация ПТП составила
3. Для участка №3 |Ц^Ц|^|||.* дополнительные мероприятия по
повышению гидравлической эффективности не требуются, так как напора насосной станции в начале участка достаточно для перекачки по всему участку. Однако при
построении графика гидравлических уклонов, напора третьей насосной станции оказалось достаточно для обеспечения перекачки на последнем участке и дополнительная насосная станция при сбросе на НПЗ не потребовалась.
При необходимости долгосрочного увеличения пропускной способности и снижения гидравлических потерь МН наиболее рациональным методом является строительство лупингов, так как ежегодные эксплуатационные расходы, связанные с их обслуживанием, стремятся к нулю.
Противотурбулентная присадка выгодна при кратковременной необходимости повысить производительность трубопровода, но непрактична при длительном применении из-за ее высокой стоимости и необходимости введения после каждой насосной станции из- за деградации полимера. Также для достижения требуемого эффекта необходимо грамотное и точное определение ее концентрации по результатам опытно-промышленных испытаний.
Таким образом, выбор метода для увеличения пропускной способности и снижения гидравлических потерь в нефтепроводах зависит от конкретных условий эксплуатации объекта. Важно учитывать не только капитальные затраты на внедрение метода, но и длительность его эффективной работы, а также эксплуатационные расходы на обслуживание и энергопотребление.
- литературный обзор показал, что проблема регулировования режимов МН - это сложная технологическая задача, которая требует комбинирования различных методов повышения гидравлической эффективности. Так как для регулирования режимов необходимо воздействовать как на реологические параметры нефти, так и на технические характеристики перекачивающего оборудования.
- по результатам прочностных расчетов получена толщины стенок труб с
диаметрами необходимых для обеспечения необходимой пропускной способности трубопровода. Для DN=||| и DN они составили 6н = ||| и 6н = |||
соответственно, что отвечает требованиям ТУ 14-3-1573-96 [13
- был рассчитан гидравлический режим и построен график при комбинировании технологических методов повышения пропускной способности.с учетом особенностей каждого из трех участков модельного МН:
1. Для участка №1 ЦЦЦЦШЦЦ требуется провести замену 1 из 2 насосных станций лупингом DN ||| длиной ||| км. Показатель повышения гидравлической эффективности лупинга данного диаметра пл = Ц|. Использование лупинга DN ||| является оптимальным и по протяженности и по показателю гидравлической эффективности (Для лупинга DN НИ необходима длина ||| км при показателе повышения гидравлической эффективности ■I)
2. Для участка №2 ЦЦЦ||||||||||||||||||||||||.' требуется провести замену 3 из 6 насосных станций лупингами. DN ||| общей длиной Ш км . Использование вставки DN 1220 оказалось не эффективным: необходимая длина составила 219 км и показатель гидравлической эффективности пл = |Ц. Так как второй участок, относительно других, имеет наибольшую производительность и протяженность, рассмотрено использование противотурбулентной присадки Необходимая концентрация ПТП составила
3. Для участка №3 |Ц^Ц|^|||.* дополнительные мероприятия по
повышению гидравлической эффективности не требуются, так как напора насосной станции в начале участка достаточно для перекачки по всему участку. Однако при
построении графика гидравлических уклонов, напора третьей насосной станции оказалось достаточно для обеспечения перекачки на последнем участке и дополнительная насосная станция при сбросе на НПЗ не потребовалась.
При необходимости долгосрочного увеличения пропускной способности и снижения гидравлических потерь МН наиболее рациональным методом является строительство лупингов, так как ежегодные эксплуатационные расходы, связанные с их обслуживанием, стремятся к нулю.
Противотурбулентная присадка выгодна при кратковременной необходимости повысить производительность трубопровода, но непрактична при длительном применении из-за ее высокой стоимости и необходимости введения после каждой насосной станции из- за деградации полимера. Также для достижения требуемого эффекта необходимо грамотное и точное определение ее концентрации по результатам опытно-промышленных испытаний.
Таким образом, выбор метода для увеличения пропускной способности и снижения гидравлических потерь в нефтепроводах зависит от конкретных условий эксплуатации объекта. Важно учитывать не только капитальные затраты на внедрение метода, но и длительность его эффективной работы, а также эксплуатационные расходы на обслуживание и энергопотребление.
