Мои Конспекты
Главная | Обратная связь


Автомобили
Астрономия
Биология
География
Дом и сад
Другие языки
Другое
Информатика
История
Культура
Литература
Логика
Математика
Медицина
Металлургия
Механика
Образование
Охрана труда
Педагогика
Политика
Право
Психология
Религия
Риторика
Социология
Спорт
Строительство
Технология
Туризм
Физика
Философия
Финансы
Химия
Черчение
Экология
Экономика
Электроника

Технологический расчет магистрального нефтепровода 1 страница



(Использованы материалы из [5])

Цель технологического расчета: определить толщину стенки нефтепровода, сделать гидравлический расчет, подобрать насосно-силовое оборудование, определить число насосных станций, расставить их по трассе нефтепровода и сделать аналитическую проверку работы НПС.

3.1 Исходные данные (таблица 3.1.1)

1. Годовая производительность – Gг, млн. т/год

2. Протяженность нефтепровода – L, км

3. Температура грунта на глубине заложения нефтепровода – Тр, К

4. Свойства транспортируемой нефти:

ρ – плотность при температуре 293 К, кг/м3;

ν1 – коэффициент кинематической вязкости при Т1, мм2/с;

ν2 - коэффициент кинематической вязкости при Т2 , мм2/с.

Годовая производительность и протяженность нефтепровода содержится в задании на проектирование. Варианты приведены в таблице 3.1.1.

Температура грунта на глубине заложения трубопровода определяется по климатологическим справочникам, равной минимальной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на глубине заложения оси трубопровода. Для трубопроводов большой протяженностью трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями и вычисляется расчетная температура транспортируемой нефти:

(3.1.1)


где L - протяженность нефтепровода;

, - длина i-го участка с относительно одинаковой температурой Тi;

п - число участков.

Расчетная плотность нефти при Тр определяется по формуле Д.И. Менделеева

(3.1.2)

Или (3.1.3)

ξ=1.825-0.001315 (3.1.4)

Где - коэффициент объемного расширения (табл.3.1.2), 1/К

ξ- температурная поправка (табл.3.1.2), кг/(м3 К),

- плотность нефти при 293К, кг/м3

Таблица 3.1.1 Исходные данные к расчету магистрального нефтепровода по вариантам

 

№№ вариантов G, млн. т/год L, км Δz, м   20, кг/м3 20, сСт 50 сСт tрасч, ºС К, число рабочих насосов НПС
2,8
3,9
4,2
5,0
6,0
9,0
10,5
13,2
16,0
20,5
25,0
30,0
32,0
35,0
37,0
42,0
45,0
50,0
55,0
60,0
65,0
70,0
75,0
80,0
85,0

Таблица 3.1.2 Средние температурные поправки плотности и коэффициенты объемного

расширения


Плотность , КГ/М3 Температурная поправка ξ Коэффициент объемного Плотность , КГ/М3 Температурная поправка ξ кг/(м3 К) Коэффициент объемного
  кг/(м3 К) расширения ,1/К       расширения , 1/К
700-709 0,897 0,001263 890-899 0,647 0,000722
710-719 0,884 0,001227 900-909 0,638 0,000699
720-729 0,870 0,001193 910-919 0,620 0,000677
730-739 0,857 0,001160 920-929 0,607 0,000656
740-749 0,844 0,001128 930-939 0,594 0,000635
750-759 0,831 0,001098 940-949 0,581 0,000615
760-769 0,818 0,001068 950-959 0,567 0,000594
770-779 0,805 0,001039 960-969 0,554 0,000574
780-789 0,792 0,001010 970-979 0,541 0,000555
790-799 0,778 0,000981 980-989 0,528 0,000536
800-809 0,765 0,000952 990-999 0,515 0,000518
810-819 0,752 0,000924 1000-1009 0,502 0,000499
820-829 0,738 0,000896 1010-1019 0,489 0,000482
830-839 0,725 0,000868 1020-1029 0,476 0,000464
840-849 0,712 0,000841 1030-1039 0,463 0,000447
850-859 0,699 0,000818 1040-1049 0,450 0,000431
860-869 0,686 0,000793 1050-1059 0,437 0,000414
870-879 0,673 0,000769 1060-1069 0,424 0,000398
880-889 0,660 0,000746 1070-1079 0,411 0,000382

Расчетная кинематическая вязкость определяется по одной из формул:

1) по формуле Вальтера (ASTM):

(3.1.5)

(3.1.6)

(3.1.7)



 


где νT - расчетная кинематическая вязкость, мм2/с;

ν1,ν2- кинематическая вязкость при абсолютных температурах Т1, Т2, мм2/с;

а, b - эмпирические коэффициенты.

2) по формуле Рейнольдса-Филонова:

; (3.1.9)

,


где и - коэффициент крутизны вискограммы, 1/К.

Достаточно точная зависимость обеспечивается по формуле 3.1.9 в интервале T2<Tp<T1.

В остальных случаях предпочтительней использовать формулу 3.1.6.

3.2 Выбор насосного оборудования

Расчетная часовая пропускная способность нефтепровода определяется по формуле:

, (3.2.1)

где GГ - годовая производительность нефтепровода, млн.т/год;

ρТ - расчетная плотность нефти, кг/м3;

кнп- коэффициент неравномерности перекачки и принимается равной: для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующих систему - 1,05;

однониточных нефтепроводов, подающих нефть к нефтеперерабатывающему заводу, а также для однониточных нефтепроводов, соединяющих систему -1,07;

однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов - 1,10.

NP-расчетное число рабочих дней в году (табл. 3.2.1), сутки.

Таблица 3.2.1 Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов

 

Протяженность, км Диаметр нефтепровода, мм
до 820 включительно свыше 820
до 250
свыше 250 до 500 356/355 353/351
свыше 500 до 700 354/352 351/349
свыше 700 352/350 349/350

Примечание. В числителе указаны значения числа рабочих дней для нормальных условий прокладки, в знаменателе - при прохождении нефтепровода в сложных условиях.

В соответствии с найденной расчетной часовой производительности нефтепровода подбираются основные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия:

0,8Qном<Qч<1,2Qном, (3.2.2)

где Qном- подача выбранного типа насосов при максимальном к.п.д..

Если условие (3.2.2) выполняется для двух типов насосов, то дальнейшие расчеты выполняются для каждого из них. Аналогично подбираются подпорные насосы. Согласно приложениям 2 и 3, выбираем насосы с наибольшим диаметром ротора. Напор этих насосов при найденной расчетной часовой производительности составит:

Нмн(пн) =Но+aQч -вQ ч2 (3.2.3)

Насосы с номинальной подачей от 500 м3/ч и более предполагается, что

соединяются последовательно по схеме - три работающих плюс один резервный.

Далее рассчитывается рабочее давление на выходе головной насосной станции по формуле:

(3.2.4)

где g- ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с2;

тмн - число последовательно включенных магистральных насосов (обычно равное 3);

Нмн, Нпн - напоры магистрального и подпорного насоса при найденной расчетной производительности.

Найденное рабочее давление должно быть меньше допустимого из условия прочности запорной арматуры:

, (3.2.5)

Где Рдоп=6,4 МПа

Если условие 3.2.5 не выполняется, то необходимо либо уменьшить число магистральных насосов, либо воспользоваться сменными роторами меньшего диаметра, либо уменьшение расчетного напора путем обточкой рабочих колес по наружному диаметру.

 

3.3 Определение диаметра нефтепровода

Внутренний диаметр нефтепровода вычисляется по формуле:



, (3.3.1)


 


где w0 - рекомендуемая скорость перекачки, определяемая из графика (рис.3.2.1)

Рис.3.3.1.Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой производительности нефтепровода По вычисленному значению внутреннего диаметра, принимается ближайший стандартный наружный диаметр нефтепровода DH .Значение наружного диаметра также можно определить по таблице 3.3.1.

Таблица 3. Параметры трубопроводов

Производительность GГ, млн. т/год Наружный диаметр Dн, мм Рабочее давление Р, МПа
0,7-1,2 8,8-9,8
1,1-1,8 7,4-8,3
1,6-2,4 6,6-7,4
2,2-3,4 5,4-6,4
3,2-4,4 5,4-6,4
4,0-9,0 5,3-6,1
7,0-13,0 5,1-5,5
11,0-19,0 5,6-6,1
15,0-27,0 5,5-5,9
23,0-50,0 5,3-5,9
41,0-78,0 5,1-5,5

 

По приложению 1 выбирается поставщик и характеристики материалов труб

 

3.4 Определение толщины стенки

В курсовом проекте трубопровод предполагается прокладывать подземно, поэтому рассматриваем методику для данного случая.

Толщина стенки определяется по формуле:

(3.4.1)

где пр – коэффициент надежности по нагрузке, равный 1,15-для нефтепроводов, работающих по системе из «насоса в насос»; 1,1 – во всех остальных случаях;

Р – рабочее (нормативное) давление, Мпа;

Dн – наружный диаметр трубопровода;

R1 – расчетное сопротивление материала стенки трубопровода, которое можно рассчитать по формуле:

(3.4.2)

где – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) материала труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрывы, равное минимальному пределу прочности вр(см. прил. 1);

m- коэффициент условий работы трубопровода, для I, II категории трубопроводов m= 0,75; для HI, IV категории трубопроводов m= 0,9; для В категории трубопроводов m= 0,6;

K1 – коэффициент надежности по материалу (см. прил. 1);

Кн – коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра (для DH≤1000 мм Кн=1, для DH=1200 мм KH=1,05).

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия:

, (3.4.3)

где коэффициент двухосного напряженного состояния металла труб, определяемый по формуле:

(3.4.4)

где - продольное осевое сжимающее напряжение, Мпа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений. При растягивающих осевых продольных напряжениях ( 0) 1,0 , при сжимающих осевых продольных напряжениях ( <0):

(3.4.5)

где Δt – расчетный перепад температур;

– коэффициент Пуассона, =0,3 [5];

- коэффициент линейного расширения металла, =1,2-10-5 1/°С;

Е- модуль Юнга, Е=2,06· 105 Мпа;

De – внутренний диаметр трубопровода, м.

De=DH-2δ, (3.4.6)

где δ – толщина стенки трубопровода, м.

Абсолютное значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов:

(3.4.7)

(3.4.8)

Пересчитываем толщину стенки нефтепровода с учетом двухосного напряженного состояния металла. Полученное расчетное значение толщины стенки трубопровода округляется до ближайшего большего значения, предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями.

3.5 Проверка на прочность и устойчивость нефтепровода

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию:

(3.5.1)

где R1- расчетное сопротивление материала;

- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб. При растягивающих осевых продольных напряжениях ( 0) 1,0 , при сжимающих осевых продольных напряжениях ( <0) определяется по формуле:



(3.5.2)

где -кольцевые напряжения в стене трубы от расчетного внутреннего давления, равные:

(3.5.3)

где пр, Р- обозначения те же, что в формуле (3.4.1);

-внутренний диаметр нефтепровода, м

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям:

, (3.5.4)

(3.5.5)

где -максимальные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа;


- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы;

-кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативного внутреннего давления, МПа;

-нормативное сопротивление материала, зависящее от марки стали и в расчетах принимается = , МПа;

(3.5.6)

Где -радиус упругого изгиба оси трубопровода, м;

- коэффициент Пуассона, = 0.

Для проверки по деформациям находим кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки - внутреннего давления

(3.5.7)

Коэффициент определяется по формуле:

(3.5.8)

Если проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается, то для обеспечения надежности трубопровода при деформациях необходимо увеличить минимальный радиус упругого изгиба, решая уравнение:

, (3.5.9.)

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству:

S ≤ m Nкр (3.5.10)

S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, определяемое по формуле:

(3.5.11)

F - площадь поперечного сечения металла трубы, м2.

Для труб круглого сечения:

, (3.5.12)

Nкp - продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.

Nкp следует определять согласно правилам строительной механики с учетом принятого конструктивного решения и начального искривления трубопровода в зависимости от глубины его заложения, физико-механических характеристик фунта, наличия балласта, закрепляющих устройств с учетом их податливости. На обводненных участках следует учитывать гидростатическое воздействие воды.

В случае пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие находится по формуле:

, (3.5.13)

где Р0 - сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка
трубопровода единичной длины, Па:

, (3.5.14)
где Сгр - коэффициент сцепления грунта (табл. 3.5.1), кПа

Ргр- среднее удельное давление на единицу поверхности контакта
трубопровода с грунтом, МПа:

(3.5.15)



где пгр - коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, равный 0,8;

γ гр - удельный вес грунта (табл.3.5.1), кН/м3;

h0- глубина заложения трубопровода (табл. 3.5.2), м;

qтр – расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемой нефтью, Н/м

 

Таблица 3.5.1 Расчетные характеристики уплотненных влажных грунтов средней полосы России

Грунт Сгр кПа φгр, градусы γгр, кH/м3
Гравелистый песок 0-2 36-40 25,5
Песок средней крупности 1-3 33-38 23,0
Мелкий песок 2-5 30-36 21,2
Пылеватый песок 2-7 28-34 20,5
Супеси 4-12 21-25 19,7
Суглинки 6-20 17-22 19,0
Глины 12-40 15-18 16,8
Торф 0,5-4 16-30 7,0

 

Таблица 3.5.2 Рекомендуемые величины заглубления трубопроводов

Условия прокладки, диаметр трубопровода ho
При условном диаметре менее 1000 мм 0,8
При условном диаметре 1000 мм и более 1,0
На болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению 1,1
В песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований 1,0
В скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин 0,6
На пахотных и орошаемых землях 1,0
При пересечении оросительных и мелиоративных каналов 1,0

 

qтр =qм+qи +qпр, (3.5.16)

где qм- нагрузка от собственного веса металла трубы, Н/м:

qм= (3.5.17)

где псв- коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса, равный 1,1, а при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения равный 0,95;

γм- удельный вес металла труб, принимаемый равным 78500 Н/ м3;

qu - нагрузка от собственного веса изоляции, которое может быть принято 10% от собственного веса металла трубы, Н/м:

(3.5.18)

qпр - нагрузка от веса нефти, находящейся в трубопроводе, Н/м:

 

g (3.5.19)



qвеpm -сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, Н/м.