Возможных схем доставки нефти на НПЗ всего пять:
1) использование только магистральных нефтепроводов;
2) использование только водного транспорта;
3) использование только железнодорожного транспорта
4) сочетание трубопроводного транспорта нефти с водным, либо железнодорожным
5) сочетание водного и железнодорожного транспорта друг с другом.
В нашей стране практически весь газ транспортируется потребителям по трубопроводам. Исключение составляют сжиженные гомологи метана (этан, пропан, бутаны), транспортируемые танкерами, а также в цистернах или баллонах.
Транспортировка нефтепродуктов.
Перевозки нефтепродуктов в нашей стране осуществляются железнодорожным, речным, морским, автомобильным, трубопроводным, а в ряде случаев и воздушным транспортом. Причем но трубопроводам транспортируют только светлые нефтепродукты (автомобильный бензин, дизельное топливо, авиационный керосин), печное топливо и мазут, а другими видами транспорта перевозят все виды нефтепродуктов.
При использовании трубопроводного транспорта нефтепродукты поступают с НПЗ на головную перекачивающую станцию и далее перекачиваются по магистральному нефтепродуктопроводу (МНПП). В конце МНПП находится крупная нефтебаза откуда нефтепродукты автоцистернами доставляются потребителям. Частичная реализация нефтепродуктов производится и по пути следования МНПП. Для этого производятся периодические сбросы нефтепродуктов на пункты налива железнодорожных цистерн, либо на попутные нефтебазы. Этот способ не имеет ограничений на дальность перевозок.
Другой способ - налив нефтепродуктов в автоцистерны непосредственно на НПЗ и доставка груза в них напрямую потребителям. В этом случае исключаются перегрузка нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой, а, следовательно, и их потери при этом. Однако чем больше дальность транспортировки, тем больше нефтепродуктов уходит на собственное потребление автоцистерн. Поэтому автомобильный транспорт применяется преимущественно при небольшой дальности перевозок.
Два других способа в общем случае в пути предусматривают перевалку с одного вида транспорта на другой (с железнодорожного на водный или наоборот). Перевалка осуществляется с использованием резервуаров перевалочной нефтебазы. В конце пути нефтепродукты поступают на распределительную нефтебазу, с которой они автотранспортом доставляются близлежащим потребителям. Данные способы также не имеют ограничений на расстояние транспортирования. Однако чем выше дальность перевозок, тем больше требуется железнодорожных цистерн, танкеров и барж для доставки одного и того же количества нефтепродуктов. Кроме того при перевалках возникают дополнительные потери грузов.
Таким образом, хотя трубопроводный транспорт нефтепродуктов в нашей стране не является основным, он имеет большие перспективы для своего дальнейшего развития, т.к наиболее удобен и допускает наименьшие потери транспортируемых продуктов.
Теоретически перекачку нефти с заданным расходом G можно осуществлять по трубопроводу любого диаметра D. Причем каждому диаметру трубы соответствуют вполне определенные параметры транспортной системы (толщина стенки трубы, число насосных станций, рабочее давление и т.д.).
Капитальные затраты К и эксплуатационные расходы Э зависят от диаметра трубопровода D. Поэтому возникает вопрос об отыскании оптимального диаметра трубопровода (оптимальный вариант трубопровода). По действующей в настоящее время методике оптимальный диаметр трубопровода определяют по минимуму приведенных расходов.
Для достижения экономически наиболее выгодного диаметра трубопровода по приведенным расходам необходимо произвести гидравлический расчет по нескольким вариантам.
Заданные данные:
| L, км | ∆Z, м | G, млн. т/год | ρ, т/м3 | Марка стали | Кинематическая вязкость, y |
| 1440 | 2450 | 3,0 | 0,91 | 10Г2ФБ | 0,00033 |
Расчет:
1. Зная годовую пропускную способность трубопровода G =3,0 млн. т/год определяем наружный диаметр трубопровода
DHap = DH2 = 377 мм.
К нему добавляем из таблицы№1 еще два ближайшие по ГОСТу диаметра - больший DНз = 426мм и меньший - DH1=325 мм. Дальнейший расчет осуществляется по трем стандартным диаметрам.
2. Для каждого диаметра вычисляется толщина стенки трубы по формуле
δ = n ρ D нар / 2 (n ρ + R1), (мм), (1)
где: δ - толщина стенки трубы, мм;
n - коэффициент надежности по нагрузке, п =1, 1;
DHap - наружный диаметр трубопровода, мм;
R1 - нормативное сопротивление сжатию, МПа;
ρ - давление в трубопроводе, МПа. (необходимо подсчитать среднее арифметическое давление из таблицы №1)
Значение R1 определяется из выражения:
R1 = 0,7 σв, (МПа) (2)
где: σв - предел прочности при сжатии, МПа.
Значения σв для различных видов трубных сталей приведены в таблице№2.Т. к у нас сталь марки 10Г2ФБ, то σв = 590 МПа.
Следовательно, R1 = 0,7*590 = 413 МПа.
Теперь подсчитаем среднее арифметическое давление для каждого диаметра:
ρ 1= 7,0
ρ 2 = 5,9
ρ 3 = 5,9
Отсюда, δ1= 1,1*7,0*325/2 (1,1*7,0 + 143) = 9 мм
δ2= 1,1*5,9*377/2 (1,1*5,9+143) = 9 мм
δ3= 1,1*5,9*426/2 (1,1*5.9+143) = 10 мм
3. Определяется внутренний диаметр трубопровода по формуле:
Dвн = DHap - 2 δ (3)
Dвн1 = 325-2*9 = 307 мм
Dвн2 = 377-2*9 = 359 мм
Dвн3 = 426-2*10 = 406 мм
4. В соответствии с расчетной пропускной способностью производим выбор магистральных нефтеперекачивающих насосов.
Тип насоса определяется по значению средней пропускной способности в год в таблице №4. (Средняя пропускная способность - средняя арифметическая пропускная способность из таблицы №1)
Итак, средняя пропускная способность G1 = 2,0 млн. т/год; G2 = 2,8 млн. т/год; G3 = 3,8 млн. т/год.
Отсюда, тип насоса 1 -НМ-250-475, 2 - НМ-360-460, 3 - НМ500-300.
5. Скорость движения нефти в трубопроводе в зависимости от диаметра трубопровода выбирается по следующей таблице.
Рекомендуемые скорости движения нефти в магистральных
трубопроводах
| Диаметр трубопровода, мм | Скорость движения нефти, м\с, W | Диаметр трубопровода, мм | Скорость движения нефти, м\с, W |
| 219 | 1,0 | 630 | 1,4 |
| 273 | 1,0 | 720 | 1,6 |
| 325 | 1,1 | 820 | 1,9 |
| 377 | 1,1 | 920 | 2,1 |
| 426 | 1,2 | 1020 | 2,3 |
| 530 | 1,3 | 1220 | 2,7 |
Для диаметра DH1 = 325 мм, W1 = 1,1 м/с;
Для диаметра DH2 = 377 мм, W2 = 1,1 м/с;
Для диаметра DH3 = 426 мм, W1 = 1,2 м/с;
6. Для каждого варианта расчета определяется гидравлический уклон:
i = λ W2/2g DBH. (6)
Здесь: g - ускорение силы тяжести (= 9.8 м/с2)
W - скорость движения нефти в трубопроводе, м/с; (определяемая в пункте №6)
λ - коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый в зависимости от режима течения жидкости (в зависимости от числа Рейнольдса Re) следующим образом:
Число Рейнольдса определяется по следующей формуле:
Re =W Dbh / n,
Где n - это заданный коэффициент кинематической вязкости
Исходя из полученного значения числа Рейнольдса определяем режим течения:
Для ламинарного режима течения жидкости (Re < 2300)
λ = 64/Re.
Для турбулентного режима течения нефти
λ = 0,3164/Re 0,25 при (3500 < Re < 15/КЭ).
Для смешанного трения λ = 0,11 8/Re+КЭ
при 15/КЭ <Re < 560/Кэ.
Коэффициент эквивалентной шероховатости трубопровода (КЭ) может приниматься ориентировочно на уровне от 0,0005 до 0,0001 для диаметров трубопроводов от 200 до 1200 мм соответственно.
Итак, подсчитаем число Рейнольдса:
Re1 = 1,1*0,325/0,00033 = 10833
Re2 = 1,1*0,377/0,00033 = 12567
Re3 = 1,2*0,426/0,00033 = 15491
Т. к 3500 < Re < 15/КЭ,
следовательно режим течения жидкости турбулентный, отсюда:
λ = 0,3164/Re 0,25.
λ 1= 0,3164/10833 0,25 = 0,031
λ 2 = 0,3164/12567 0,25 = 0,03
λ3 = 0,3164/15491 0,25 = 0,028.
Отсюда,
i1 = 0,031*1,21/2*9,8*0, 325 = 0,0059 м
I2 = 0,03*1,21/2*9,8*0, 377 = 0,0049 м
I3 =0,028*1,44/2*9,8*0, 426 = 0.0052 м
7. Определение полного напора, необходимого при перекачке нефти по трубопроводу с конкретным значением гидравлического уклона производится по формуле
Н = 1,02 i L + ΔZ + N hост KП, (7)
где i - гидравлический уклон;
L - длина трубопровода; (м)
ΔZ - разность геодезических высот начала и конца трубопровода; (м)
N - число эксплуатационных участков, на границах которых расположены промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС) (при данных расчетах этим значением мы можем пренебречь);
hост KП - остаточный подпор, который должен быть передан на конечный пункт или промежуточную НПС, оснащенную резервуаром (при данных расчетах этим значением мы можем пренебречь);