_,3?

J

₈

_\Ъ5

₃₁

2. Ресурсосберегающие методы проектирования и строительства трубопроводов

Пусть имеется перегон нефте- или нефтепродуктопровода, изображен­ный на рис. 2.1. Прежде всего выявляем точку, в которой потенциальный сток при разрыве трубопровода, (сток, происходящий за счет разности нивелир­ных высот точек профиля) будет равен нулю. Таковой у нас является точка А. Ею весь рассматриваемый перегон делится на два самостоятельных участка, для которых и надо решать задачу расстановки запорной арматуры.

2.1. Рациональное размещение запорной арматуры на магистральных нефте- и нефтепродуктопроводах

Согласно СНиП 2.05.06—85 «Магистральные трубопроводы», запор­ная арматура на магистральных трубопроводах должна размещаться не реже чем через 30 км. Положение части задвижек также оговорено. Запорная арма­тура обязательно должна быть установлена:

• на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводом в две нитки;

• в начале каждого ответвления от трубопровода;

• на одном или обоих концах участков трубопровода, проходящих на отмет­ ках выше населенных пунктов и промышленных предприятий.

Кроме того, при размещении задвижек следует учитывать потенциальную угрозу загрязнения рек и водоемов. Желательно, по возможности, разместить арматуру в удобных для обслуживания местах (вблизи дорог, домов обходчиков и т. д.). А где должны быть установлены остальные задвижки?

Данная проблема в нашей стране изучалась Б. В. Самойловым [1,34]. В ка­честве критериев размещения запорной арматуры он предлагает использовать один из двух:

1. величина стока нефти или нефтепродукта при авариях не должна превы­ шать некоторой максимально возможной величины;

2. приведенные затраты, зависящие от секционирования, должны быть минимальны.

Рассмотрим основы решения задачи оптимального секционирования тру­бопроводов. Она решается в два этапа: 1) построение эпюры потенциального стока нефти (нефтепродукта) из трубопровода; 2) определение мест размеще­ния линейных задвижек.

потенциального стока

Рис. 2.1. Определение мест размещения линейных задвижек

Построим графическую зависимость объемов потенциального стока в каждой из точек профиля. Величину суммарного стока слева от рассматривае­мой точки Уд будем откладывать сверху от горизонтали, а объема стока справа V_n—снизу.

Движение начинаем от точки А. Линии объемов потенциального стока V_n для точек, расположенных справа от нее, повторяют профиль трассы нефте­провода. Отличие заключается в том, что линия V_n левее точки А повторяет профиль трубопровода, а линия ¥_д правее точки А является как бы его зеркаль­ным отражением.

Для продолжения построений выявляем ближайшие к А точки, являющие­ся местными вершинами для каждого из двух участков. Для точек В и С сток слева, а для точки D сток справа равны нулю. Нулевые стоки будут и у точек с теми же геодезическими отметками на ветвях, нисходящих от точки А. Во впа­динах же профиля между двумя точками с равными геодезическими отметками (с каждой стороны от точки А) местные величины стока будут минимальными.

При дальнейшем удалении от тонкий влево и вправо снова находим точки (Си Д), являющиеся местными вершинами для каждого из двух участков и т. д.

После завершения построения эпюр У_л и V_n производим их сложение, по­лучив эпюру суммарного потенциального стока V_c.

Теперь мы готовы к решению задачи определения мест размещения запор­ной арматуры.

Расстановка задвижек из условия, что сток не превысит максимально допустимой величины {V_c}

Имея эпюру V_c, определяем величины максимального суммарного сто­ка для участков слева (V™^x) и справа (V^*) от точки А. Поделив их значения на величину {V_c}, находим ориентировочное число задвижек для первого п_л' и для второго п_п^г участков. Далее округляем найденные значения в большую сторону (до п_л и п_п) после чего находим максимально возможные стоки при этом числе задвижек:

/п_п.

(2.1)

т/шах „ тгтах / . у max _ у max ^УЛ ~~ ^УСЛ ^/ПЛ ' ^УП ~~ ^УСП

Затем проводим горизонтали на расстоянии { V_c} друг от друга. Опуская перпендикуляры из точек пересечения горизонталей с эпюрой ¥_с до горизон­тальной оси, находим искомое местоположение задвижек. Но в точке А они не нужны. Поэтому общее необходимое число задвижек составит

n = n + п„ - 2 .

Расстановка задвижек из условия минимизации приведенных затрат, зависящих от секционирования

Чем больше задвижек будет установлено на трассе трубопровода, тем больше будут капиталовложения и эксплуатационные затраты на них. В то же время, при этом уменьшатся затраты на строительство и эксплуатацию защит­ных сооружений вблизи водоемов и населенных пунктов. Кроме того, с увели­чением числа задвижек уменьшается величина потенциального стока при воз­можной аварии трубопровода, а значит, потери нефти (нефтепродукта) и плата за ущерб, нанесенный окружающей среде. Уменьшение объема стока приводит и к сокращению продолжительности простоя трубопровода в результате аварии, а следовательно, уменьшается ущерб от недопоставки нефти (нефтепродук­та) поставщиком, от их недоперекачки трубопроводным предприятиям и недо­потребления транспортируемого продукта потребителями.

Целевая функция приведенных затрат в этом случае записывается так

У н У о.с ** пр"> K^'^J

где /7₃, П_зс — приведенные годовые затраты на задвижки и защитные соору­жения; У_н, У_ос, У_пр—ущерб соответственно от потерь нефти (нефтепродукта), от загрязнения окружающей среды и от простоя трубопровода.

Алгоритм решения задачи расстановки задвижек в данном случае выгля­дит следующим образом:

1. задаемся величиной максимально допустимого стока {V_c}\

2. определяем местоположение и число задвижек;

3. находим все необходимые исходные данные для вычисления У_н, У_ос, У_пр;

1. вычисляем значения П₃, П_зс, У_ю У_ос, У_пр, а также величину целевой функ­ ции 77 при заданном числе задвижек.

Число задвижек, при котором величина 77 минимальна, является оптималь­ным, а их размещение наиболее рациональным.

Несмотря на кажущуюся простоту записи целевой функции, определение величин У_н, У_ос, У требует достаточно большого количества исходных данных.

Оценка ущерба от потерь нефти

Величина искомого ущерба составляет

(2.3)

где о_н—цена тонны нефти; р—ее плотность; V_H — объем несобранной нефти. Объем нефти, впитавшейся в грунт, находится как

V» = K_n-V₉, • (2.4)

где К_н—коэффициент нефтеемкости грунта; V_2p—объем грунта, загрязненного нефтью, ¥_гр = F_2p ■ h_gp; F_zp—площадь поверхности нефтезагрязненного грунта; И_гр—глубина проникновения нефти в грунт.

Значение коэффициента нефтеемкости грунта выбирается в зависимости от его типа и влажности по табл. 2.1.

Таблица 2.1 —Нефтеемкость грунтов [16]

Характеристика грунта	Влажность, %
	0	20	40	60	80
Гравий (диаметр частиц 2...20 мм)	0,30	0,24	0,18	0,12	0,06
Пески (диаметр частиц 0,05...2 мм)	0,30	0,24	0,18	0,12	0,06
Кварцевый песок	0,25	0,20	0,15	0/10	0,05
Супесь, суглинок (средний и тяжелый)	0,35	0,28	0,21	0,14	0,07
Суглинок легкий	0,47	0,38	0,28	0,18	0,10
Глинистый грунт	0,20	0,16	0,12	0,08	0,04
Торфяной грунт	0,50	0,40	0,30	0,20	0,10

10

Для оценки площади нефтяного пятна можно воспользоваться зависимос­тями, предложенными в [17]:

• на горизонтальной поверхности

s-\0,764 0,918 /О <\

Q; -г: ; (2.5)

• на наклонной поверхности (0 < в < 2,5 град)

F = ю,7 (в +1)⁰'²⁰⁵ • V⁰'⁷²⁷ • Q/²⁵⁷ • г^'⁰⁷⁵, (2.6)

где v—кинематическая вязкость растекающейся нефти, м²/с; Q_y—расход утеч­ки, м³/с; т_р—продолжительность растекания нефти, ч; в—угол наклона повер­хности растечения, град.

Расход нефти, вытекающей из работающего трубопровода, описывается известной формулой [ 18]

Q_y =jU_p-f_p^2g-AH, (2.7)

где ju_p—коэффициент расхода;^,—площадь отверстия; АН—напор, под дейс­твием которого происходит истечение.

Величина коэффициента расхода может быть найдена по одной из формул

Таблица 2.2—Расчет площади и характерного линейного размера отверстия

Характеристика отверстия	л	яР
Круглое диаметром d^	<	7idcp
Эллиптическое с размерами осей dmin и б/п1ах	0,257tdmin-dmax	0,57r(dmm-dm.J
Протяженное длиной i* и шириной в*		2(&+e.)
Ромбовидное с длинами осей emin и emax	0,5 emin- emax
Разрыв кольцевых швов с расхождением кромок вк	ndeK	2(7t-d + eK)
Разрыв заводских продольных и спиральных швов длиной €ри шириной вр	0,5^«р

Напор, под действием которого происходит истечение, находится как раз­ность между суммарным напором перекачивающих станций, предшествующих месту утечки

Re/AS Re

1,5+ 1,4-Re 0,592+ °'²⁷

при Re < 25

при 25 < Re < 300

при 300 < Re < 10 000

Re¹¹"

Re

4г при Re > 10 000 "⁰

(2.8)

и потерями напора на пути до нее

то есть

АЯ = h_n + z_H - z_x + £ Д - <2²- • (fie + |>Д

(2.9)

Число Рейиольдса, характеризующее процесс истечения нефти, находится по зависимости

Re =

где L'—характерный линейный размер отверстия

£'= 4 •/,/*,;

х_р—периметр отверстия.

Площадь и периметр отверстия в трубопроводе находятся по расчетным формулам, приведенным в табл. 2.2.

где h_n — подпор головной НПС; z_K, z_x — нивелирные отметки головной НПС и места утечки; Л_ь B_t — коэффициенты в напорной характеристике г-й НПС; F—гидравлический уклон при единичном расходе; х—расстояние от начала трубопровода до места утечки; п_{ —число НПС, расположенных до места утечки. Производительность нефтепровода Q при наличии утечки находится из уравнения баланса напоров

(2.10)

к+£ д. - в,е²- + х U - _Bi (q - _Qyf'^m] -

=/ • Q²~^m • x+ / (Q- Q_yf~^m (L- x) + Az

h_oc

где n—общее количество НПС; L—длина нефтепровода; Az—разность ниве­лирных отметок конца и начала нефтепровода; h_ocm—остаточный напор.

12

13

чаем

Введя обозначение <р = [Q — Q_yyQ и решая (2.10) относительно Q, полу-

(2.11)

jrB_i+<p²--\f(L-x)+ £ В,

Н_в — базовый норматив платы за загрязнение водных объектов нефтью (табл. А.7); К_эв—коэффициент экологической ситуации и экологической зна­чимости состояния водного объекта (табл. А.8); V_m—объем нефти, попавшей в водоемы.

Плата за сверхлимитный выброс загрязняющих веществ вычисляется по формуле (2.13) с применением повышающего коэффициента 5.

Ущерб от загрязнения нефтью атмосферы вычисляется по формуле [16,19]

У, =

(2.14)

Нетрудно видеть, что расчет расхода утечки выполняется методом после­довательных приближений. Сначала при ср=\ (когда Q_y= 0) по формуле (2.11) находится оценка производительности нефтепровода. Далее по формуле (2.9) находится оценка величины /Ш и по формуле (2.7)—величина расхода утеч­ки Q_r Уточнив величину^?, расчеты Q_y повторяют пока уточнение расчетной величины расхода утечки не окажется незначимым.

Оценка ущерба, нанесенного окружающей среде при разливах нефти

Ущерб У_ос, наносимый окружающей среде при аварии на нефтепроводе, складывается из ущербов от загрязнения земель, водных объектов и атмосфе­ры, т. е. У_ох= У₃+ У_в+ У_а.

Ущерб от загрязнения нефтью земель определяется по формуле [16]

y₃=H_c-F_vK_nK_eK_xvK,, (2.12)

где Н_с — норматив стоимости сельскохозяйственных земель; F_sp — площадь поверхности нефтезагрязненного грунта, м²; К_п — коэффициент пересчета в зависимости от периода времени по восстановлению загрязненных сельско­хозяйственных земель; К_в—коэффициент пересчета в зависимости от степе­ни загрязнения земель нефтью; К_Щ}—коэффициент экологической ситуации и экологической значимости рассматриваемого экономического района; К_г— коэффициент пересчета в зависимости от глубины загрязнения земель.

Величины параметров Н_с, К„ К_в, К_э, К_г принимаются по таблицам А. 1... А.5 соответственно.

Ущерб от загрязнения нефтью водных объектов находится как [16]

(^2ЛЗ>

где К_и—коэффициент инфляции; а_в—ставка платы за загрязнение поверхнос­тного слоя водного объекта одной тонной растворенной и эмульгированной нефти в пределах установленного лимита

где о_а—ставка платы за загрязнение атмосферного воздуха испарением 1 т неф­ти, а_а = Н_а- К_эа; е_нг, е_нв—массовая доля нефти, испарившейся с поверхности соответственно грунта и воды; Н_а—базовый норматив платы за выброс 1 т уг­леводородов в атмосферу в пределах установленного лимита; К_эа—коэффици­ент экологической ситуации и экологической значимости состояния атмосфе­ры в рассматриваемом регионе.

Массовая доля испарившейся нефти, согласно [19], находится как

(2.15)

^ш А-Ф •(2-«Л)-А* -t^B> +г'

1 р \ / н н

где А₀,А_{, B_Q, В_ъ В₂—постоянные числовые коэффициенты, величина которых зависит от условий испарения (табл. 2.3); массовая доля в нефти углеводоро­дов, выкипающих до 200 °С; г—продолжительность испарения; со—скорость ветра на поверхности испарения, м/с; h—высота слоя испаряющейся нефти, м; t—средняя температура разлившейся нефти за рассматриваемый период.

Таблица 2.3—Величины коэффициентов в формуле (2.15)

Условия испарения	л.			в,	Вг
С поверхности воды	1	51,7	0,38	0	-1,75
С поверхности грунта
0,005 <hHM< 0,05 м	1	1990	0,38	0,88	-1,30
0,05 <Л„.Я< 0,20 м	0,447	473	0,25	0,25	-2,10
hUJ> 0,20 м	0,360	592,5	0,20	0,25	-2,10

При отсутствии экспериментальных данных по разгонке нефти массовая доля углеводородов, выкипающих до 200 °С, может быть найдена по эмпири­ческой формуле [19]

сЬ —

динамическая вязкость нефти при температурах 293 К и 323 К со-

ответственно, Пас.

14

15

Очевидно, что должно соблюдаться условие материального баланса, т. е. об­щий объем утечки У_у складывается из объемов собранной нефти V_c, а также объе­мов нефти, попавшей: а) в водные объекты (V_m); б)'в грунт (У_гр)\ в) на поверх­ность грунта (¥_нг\ т. е.

V_y=V_c+V_m+V_2p+V_He. (2.16)

Учитывая, что V_HZ= F_zp • h_H, можем найти неизвестный параметр /г_нв фор­муле (2.15)

h=-

— (у _у -у - у )

_ \^vy ^ус ^уяе ^угр)

Оценка ущерба от простоя нефтепровода

Полный ущерб от простоя нефтепровода складывается из собственного ущерба У_г для организации, осуществляющей перекачку, ущерба в добыче неф­ти У₂ и ущерба в нефтепереработке У₃.

Собственный ущерб организации, осуществляющей перекачку, равен

^ ^(2Л7)

где а_тф—тариф на перекачку 1 т нефти; G—плановая производительность неф­тепровода; z_n—общая продолжительность его простоя.

Время т_п складывается из продолжительности опорожнения поврежденно­го участка, времени нахождения в пути аварийно-восстановительной бригады, продолжительности ремонтных работ и т. д. Для оценки величины т„ наиболее целесообразно использовать статистические методы.

В работе [62] для нефтепроводов диаметром 530... 1020 мм методом груп­пового учета аргументов (МГУА) получена следующая математическая модель для рассматриваемого параметра:

(2.18)

_Тп = 0,01 +1,048 • Z₂ + 0,49 • Z₃, где Z₂, Z₃—расчетные величины

Z₂ = 9,464 + 138,212 • у₂ +140,295 • у_г; Z_z = -7,251 + 133,197 • 7₃ + 139,231 • у_г\ у_г = 0,285 - 0,115 • х_г + 0,253 • х₄ - 0,196 • у₂ = 0,122 + 0,226 • х₂ + 0,071 • х₄; у₃ = 0,604 - 0,073 • х₃ + 0,202 • х₂,

х_{ — переменная, величина которой равна произведению диаметра нефтепро­вода на длину заменяемой катушки в метрах; х₂...х₄—переменные, величина которых принимается следующей:

х_о =

Г+1 — если место аварии расположено на болоте;

1-1 — в противном случае;

Г+1 — если авария произошла в горах;

1-1 — в противном случае;

Г+1 — если авария произошла днем;

х_А = ■

1-1 — если авария произошла ночью.

Таким образом, наиболее существенными факторами, определяющими величину т„, являются:

• проходимость трассы;

• диаметр нефтепровода;

• длина заменяемой катушки;

• рельеф местности;

• время суток.

Влияние времени года на т„ оказалась незначимым.

Вопросам, связанным с рациональным размещением линейных задвижек, посвящены также работы [2-8 и др.].