Порядок проектирования мт. Второй этап

Порядок проектирования мт. Второй этап

В состав второго этапа проектных работ по обоснованию инвестиций входят:

§ основные решения по трубопроводу, включая его производительность и перспектив­ную потребность исходя из наличия сырьевой базы, а также основные технологические и строительные решения;

§ потребность в необходимых ресурсах для строительства и источники их получения;

§ анализ вариантов трасс трубопровода с обоснованием выбранной трассы и краткая ее характеристика;

§ сроки и очередность строительства, его организация;

§ потребность в трудовых ресурсах;

§ стоимость строительства, определяемая по аналогам и укрупненным показателям;

§ оценка эффективности инвес­тиций и уточнение возможных источ­ников их финансирования.

На основании материалов обоснования инвестиций и предвари­тельного согласованного с органами исполнительной власти места расположения трассы производится оформление акта выбора земельных участков трассы и площадок перекачивающих станций под строительство.

Следует иметь в виду, что работа по обоснованию инвестиций вы­полняется, в основном, на основании изучения топографических карт, карт-схем природных компонентов (почвенных, геоботанических, геоло­гических, животного мира и др.). Полевые технические изыскания произ­водятся при этом в минимальном объеме при прохождении трассы нефтепровода в особо сложных усло­виях.

 

Порядок проектирования мт. Первый этап

Первый этап работ начинается с разработки ходатайства (декларации) о намерениях, которое составля­ется заказчиком или по его поруче­нию проектной организацией на дого­ворной основе

Ходатайство (декларация) о намерениях разрабатывается на основании:

§ рекомендаций, принятых в схемах развития трубопроводного транспорта на ближайшую перспективу;

§ материалов предварительных исследований и изучения перспектив­ной потребности и мощности сырьевой базы нефти или газа с учетом разведанных и утвержденных запасов;

§ возможности сбыта на внутреннем и внешнем рынке.

В ходатайстве (декларации) о намерениях должно содержаться:

§ наименование инвестора (заказчика);

§ наименование трубопровода, его производительность;

§ предполагаемые сроки строительства и ввода в эксплуатацию;

§ намечаемая трасса трубопровода (по материалам изучения топографических карт);

§ ориентировочная потребность в земельных, водных и энергетических ресурсах;

§ ориентировочная потребность в трубах и других материалах для стро­ительства;

§ примерная численность рабочих и служащих;

§ возможное влияние проектируемого трубопровода на окружающую среду;

§ ориентировочная стоимость строительства, источники финансирования.

Ходатайство (декларация) о намерениях представляется заказчиком на рассмотрение органам исполнительной власти.

По результатам положительного рассмотрения органами исполнитель­ной власти ходатайства (декларации) о намерениях заказчик принимает решение о разработке обоснования инвести­ций в строительство.

 

Порядок проектирования мт. Третий этап

На третьем этапе проектных работ осуществляется разработка технико-экономического обоснования (ТЭО) проекта строительства трубопровода. ТЭО выполняется на основе одобренных обоснований инвестиций в строительство, наличия утвержденного решения о предварительном согласовании места размещения объекта и материалов инженерных изысканий, а также разработки рабочей документации после рассмотрения ТЭО государственной экспертизой и утверждения его в установленном порядке.

Проектная документа­ция разрабатывается преимущественно на конкурсной основе, в том числе через торги подряда (тендер).

Следует иметь в виду, что двой­ное обозначение стадии (ТЭО и проект), единой по составу и содержанию, принято в целях преемственности действующей законодательной и нормативной базы и совместимости с терминологией, применяемой в зарубежной практике.

В ТЭО (проекте) детализируются решения, принятые в обоснованиях, и уточняются основные технико-экономические показатели.

Детализация решений по трассе трубопровода и площадкам перекачивающих станций выполняется, в основном, с использованием данных технических изысканий.

При этом уточняются:

§ протяженность трассы трубопровода и ее плановое положение;

§ продольной профиль трассы, позволяющий установить оконча­тельное местоположение промежуточных перекачивающих станций;

§ створы подводных переходов, переходов железных и автомобильных дорог, их техническая характеристика;

§ геологические свойства грунтов:

§ ведомость угодий, пересекаемых трассой трубопровода, а также другие данные, позволяющие уточнить решения, заложенные в обоснованиях.

Состав работ по ТЭО (проекту) аналогичен перечню, приведенному выше в обосновании инвестиций.

При разработке ТЭО (проекта) по­мимо детализации технических реше­ний, заложенных в обоснованиях, осо­бое внимание уделяется вопросам:

§ обеспечения надежности и экологической безопасности объекта;

§ определения затрат на строительство объектов трубопровода и объектов социального и культурно-бытового назначения;

§ определения показателей эффективности инвестиций в строительство трубопровода.

В процессе разработки ТЭО (проекта) производятся согласования уточненных по материалам изысканий земельных участков под строительство объектов магистрального трубопровода.

После утверждения и одобрения Государственной экспертизой ТЭО (проекта) может разрабатываться тендерная до­кументация, на основе которой участ­ники торгов готовят свои предложения, после чего на конкурсной основе опре­деляется подрядчик строительства трубопровода и начинается разработка рабочей документации.

На основе утвержденной проектной документации производится изъя­тие уточненных в результате изысканий земель под строительство трубопровода (для постоян­ного и временного пользования).

Рабочая документация разрабатывается по согласованному с заказчи­ком графику с учетом установленной утвержденным проектом очередности строительства.

Для технически несложных объектов магистральных трубопроводов, строящихся по типовым или унифицированным проектам на основе утвержденных (одобренных) обоснований инвестиций в строительство, может разрабатываться рабочий проект в составе утвержденной части и рабочей документации. Стадийность исполнения проекта устанавливается заказчиком в задании на проектирование.

Таким образом, организация проектирования происходит в со­ставе непрерывного инвестиционно­го процесса создания объекта трубопроводного транспорта с мо­мента возникновения идеи (замысла) до ввода его в эксплуатацию. Новая концепция в организации проектных работ направлена на оптимизацию конечных результатов по созданию объекта и прибли­жению этого процесса к международной практике.

 

Перекачивающие станции

Перекачивающие станции представляют собой сложный комплекс сооружений для подачи транспортируемой нефти в магистральный трубопровод. Они подразделяются на головную и промежуточные.

§ Головная перекачивающая станция магистрального нефтепровода обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод. ГПС располагает резервуарным парком, вмещающим 2…3-х суточный запас производительности нефтепровода, подпорной насосной, узлом учета нефти, магистральной насосной, узлом регулирования давления, площадкой с предохра­нитель­ными устройствами для сброса избыточного давления при гидравлических ударах, фильтрами-грязеуловителями, а также технологическими трубопроводами.

§ Промежуточные перекачивающие станции предназнача­ют­ся для поддержания необходимого давления в магистральном нефтепроводе в процессе перекачки. В от­личии от ГПС в их состав, как правило, не входят резервуарный парк, подпорная насосная и узел учета.

 

Расстановка перекачивающих станций по трассе выполняется на основании гидравлического расчета с учетом по возможности равномерного распределения давления на них. Среднее расстояние между станциями составляет:

§ для первой очереди 100…200 км;

§ для второй очереди 50…100 км.

 

 

Системы перекачки-4 типа

В зависимости от оснащенности перекачивающих станций возможны четыре системы перекачки: постанционная, через резервуар насосной станции, перекачка с подключенным резервуаром и перекачка из насоса в насос.

При постанционной перекачке нефть поочередно принимают в один из резервуаров перекачивающей станции, а откачивают из другого. Эта система позволяет достаточно точно учитывать перекачиваемую нефть по замерам уров­

ня в резервуарах. Основной недостаток системы – большие потери от испарения при заполнении-опорожнении резервуаров (потери от «больших дыханий»), а также значительная металлоемкость.

При перекачке через резервуар ПС нефть от предыдущей станции поступает в резервуар, который служит буферной емкостью, и одновременно из него откачивается. Вследствие пере-

мешивания нефти в резервуаре потери от испарения также велики.

При перекачке с подключенным резервуаром нефть через резервуар не проходит, поскольку он соединен с отводом от всасывающей линии станции. Уровень в резервуаре изменя-

ется незначительно в зависимости от величины разности расходов, которые обеспечивают данная и предыдущая ПС. При равенстве этих расходов уровень нефти остается практически неизменным. Потери от испарения определяются суточными колебаниями температур (потери от «малых дыханий»).

Система перекачки из насоса в насос осуществляется при отключении резервуаров промежуточных перекачи­вающих станций. Их используют только для приема нефти из трубопровода в случае аварий или ремонта. При отключенных резервуарах исключаются

потери от испарения и полностью используется подпор, передаваемый от предыдущей ПС.

Первые три из вышеперечисленных систем перекачки – следствие применения поршневых насосов для транспорта нефти, поскольку существенно уменьшается воздействие от гидравлического удара на трубопровод. При использовании центробежных насосов наиболее предпочтительна система перекачки из насоса в насос, так как она позволяет достичь полной синхронизации работы ПС.

Таким образом, система перекачки из насоса в насос является основной и наиболее широко используемой на промежуточных ПС, расположенных внутри эксплуатационных участков. Перекачка с подключенным резервуаром применяется на перекачивающих станциях, расположенных на границах соседних эксплуатационных участков. Головная перекачивающая стация магистрального нефтепровода может работать по системе постанционной перекачки.

 

Технологический расчет маг. н-ов. Основные задачи. Исходные данные для расчета

Технологический расчет магистрального нефтепровода предусматривает решение следующих основных задач:

§ определение оптимальных параметров нефтепро­вода. К ним относятся диаметр трубопровода, давление на перекачивающих станциях, толщина стенки трубопровода, число нефтеперекачивающих станций;

§ расстановка станций по трассе нефтепровода;

§ расчет эксплуатационных режимов нефтепровода.

Для определения оптимальных параметров нефтепро­вода обычно задаются несколькими значениями его диаметра, после чего выполняются гидравлический и механический расчеты. Результатом этих расчетов является определение числа ПС и толщины стенки трубы для каждого конкури­рующего варианта. Наилучший вариант находят из сравнительной оценки эффективности инвестиций, т. е. экономическим расчетом.

Расчет эксплуатационных режимов заключается в определении производительности нефтепровода, давления на выходе станций и подпоров перед ними при условиях перекачки, отличающихся от проектных. Одновременно рассматриваются вопросы регулирования работы нефтепровода.

Исходные данные для технологического расчета

Проектирование нефтепровода выполняется на основании проектного задания, в котором указываются:

§ начальный и конечный пункт трубопровода;

§ потребность в перекачке нефти (на перспективу);

§ пропускная способность в целом по системе и по участкам;

§ размещение пунктов путевых сбросов (подкачек) нефти;

§ сроки ввода в эксплуатацию нефтепровода по очередям строительства.

Трасса магистрального нефтепровода должна быть максимально приближена к геодезической прямой, однако, как правило, на практике это не представляется возможным. Трасса трубопровода не должна пересекать крупные населенные пункты, заповедники, объекты горных выработок. Нецелесообразно прокладывать трубопровод через озера, по болотам, вдоль русел рек, если их можно обойти при незначительном удлинении трассы.

При выборе трассы изучаются геологические, клима­тические, гидрологические и сейсмические условия района прокладки. Большую помощь оказывает применение аэро­фотосъемки. По имеющимся данным намечаются несколько вариантов прохождения трассы, число которых сильно возрастает с увеличением протяженности трубопровода и узловых точек (мест отборов или подкачек нефти, заданных промежуточных пунктов и т. п.). Для выбора оптимального варианта трассы в настоящее время широко используется ЭВМ. В качестве критерия оптимальности наиболее признанными являются экономические: приведенные затраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы. В качестве дополнительных критериев могут быть приняты минимальные металлозатраты, время строительства и вероятность его завершения в заданные сроки.

На основании топографических изысканий выбранной трассы нефтепровода строится сжатый продольный профиль, представляющий собой разрез земной поверхности вер­тикальной плоскостью, проходящей через ось трассы. Чертеж профиля выполняется в двух масштабах – вертикальном и горизонтальном – которые отличаются по величине. По чертежу профиля трассы определяют необходимые для гидравлического расчета расчетную длину нефтепровода, разность геодезических (нивелирных) отметок. По сжатому профилю трассы выполняют расстановку перекачивающих станций.

 

Гидравлический уклон

Гидравлическим уклоном называют потери напора на трение, отнесенные к единице длины трубопровода

(1.15)

С учетом (1.15) уравнение (1.11) принимает вид

(1.16)

Графическое представление выражения (1.16) показано на рис. 1.7.

1,02·i·Lp

hОСТ

Dz

H

Lp

 

 

Рис. 1.7. Графическое представление линии гидравлического уклона

Как видно из рисунка, линия гидравлического уклона показывает распределение напора по длине трубопровода. Напор в любой точке трассы определяется вертикальным отрезком, отложенным от линии профиля трассы до пересечения с линией гидравлического уклона. При графических построениях (расстановке ПС на профиле трассы) положение линии гидравлического уклона должно учитывать надбавку на местные сопротивления.

Трубопроводы с лупингами

Определение числа ПС

На основании уравнения баланса напоров, необходимое число перекачивающих станций составит

, (1.40)

где H_СТ=m_М×h_М – расчетный напор станции.

Как правило, значение n₀ оказывается дробным и его следует округлить до целого числа.

Рассмотрим вариант округления числа ПС в меньшую сторону (рис. 1.13.). В этом случае при n<n₀ напора станций недостаточно, следовательно для обеспечения плановой производительности Q_ПЛ необходимо уменьшить гидравлическое сопротивление трубопровода прокладкой дополнительного лупинга (вставки большего диаметра). При этом характеристика трубопровода станет более пологой и рабочая точка А₁ сместится до положения А₂.

H

Q

QПЛ

Q

A2

A1

Рис. 1.13. Совмещенная характеристика нефтепровода при округлении числа ПС в меньшую сторону

1 – характеристика трубопровода постоянного диаметра;

2 – характеристика трубопровода с лупингом (вставкой)

H

Q

QПЛ

Q

n0

n

A

A1

Во втором случае при округлении числа перекачивающих станций n₀ в большую сторону, в трубопроводе установится расход Q>Q_ПЛ (рис. 1.14). Если нет возможности обеспечить такую производи­тель­ность, требуется снизить напор станции. Уменьшить напоры ПС можно следующими способами: установкой сменных роторов, отключением части насосов (циклической перекачкой), а также обточкой рабочих колес.

 

Расчет коротких тр-ов

В ряде случаев при незначительной протяженности нефтепровода требуется принять решение о сооружении одной либо двух перекачивающих станций. Такие нефтепроводы называются короткими, и их расчет сводится к выбору наиболее выгодного варианта при двух значениях числа станций, т. е. при n₁=1 и n₂=2 (рис. 1.19).

i2 (n=2, D2)

i1 (n=1, D1)

HСТ2

HСТ1

hП

hОСТ

LР

zН

zK

 

Рис. 1.19. К расчету короткого нефтепровода

 

Для каждого j-го варианта определяется расчетная длина L_Pj и величина Dz_j. Для этого по заданной производительности Q определяются напоры подпорного и магистрального насосов (h_П и h_М). Из начальной точки профиля откладывается подпор h_П и дважды величина напора H_СТ=m_M×h_M. Отложив из конечной точки трубопровода величину остаточного напора h_ОСТ, проводятся линии гидравлических уклонов i₁ и i₂.

В общем случае при анализе профиля нефтепровода могут быть перевальные точки, и расчетная длина для каждого из рассматриваемых вариантов может быть различной. При наличии перевальных точек из уравнения баланса напоров исключается величина h_ОСТ, а разность геодезических отметок составит Dz_j=z_{ПТ j} – z_Н. Если перевальные точки отсутствуют, то L_{P j} = L и Dz _j= z_К – z_Н.

Уравнение баланса напоров для j-го варианта (при n=1 и n=2) имеет вид

, (1.56)

откуда

. (1.57)

 

Далее полученные значения диаметров округляются до ближайших стандартных значений (в большую сторону). После этого выполняется сопоставительный экономический расчет по каждому конкурирующему варианту.

Порядок проектирования мт. Второй этап

В состав второго этапа проектных работ по обоснованию инвестиций входят:

§ основные решения по трубопроводу, включая его производительность и перспектив­ную потребность исходя из наличия сырьевой базы, а также основные технологические и строительные решения;

§ потребность в необходимых ресурсах для строительства и источники их получения;

§ анализ вариантов трасс трубопровода с обоснованием выбранной трассы и краткая ее характеристика;

§ сроки и очередность строительства, его организация;

§ потребность в трудовых ресурсах;

§ стоимость строительства, определяемая по аналогам и укрупненным показателям;

§ оценка эффективности инвес­тиций и уточнение возможных источ­ников их финансирования.

На основании материалов обоснования инвестиций и предвари­тельного согласованного с органами исполнительной власти места расположения трассы производится оформление акта выбора земельных участков трассы и площадок перекачивающих станций под строительство.

Следует иметь в виду, что работа по обоснованию инвестиций вы­полняется, в основном, на основании изучения топографических карт, карт-схем природных компонентов (почвенных, геоботанических, геоло­гических, животного мира и др.). Полевые технические изыскания произ­водятся при этом в минимальном объеме при прохождении трассы нефтепровода в особо сложных усло­виях.