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 3 страница



Подобрать стандартный диаметр трубопровода и насосное оборудование. Рассчитать толщину стенки трубы. Выполнить расчет на прочность и устойчивость трубопровода. Выполнить гидравлический расчет, построить совмещенную характеристику нефтепровода и перекачивающих станций. Определить число перекачивающих станций и выполнить их расстановку на сжатом профиле трассы. Определить все возможные режимы работы нефтепровода. Определить оптимальные режимы работы нефтепровода. Принять трубопровод III категории. Трубопровод проложен в глинистых полутвердых грунтах с φгр=15°, γгр=16,8 кН/м3, Сгр=20 кПа.

Решение

4.1. Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти

Вычисляем значения эмпирических коэффициентов а и b по формулам (3.1.7) и (3.1.8):

 

 


Из формулы (3.1.5) вычисляем расчетную кинематическую вязкость при температуре 275 К по формуле (3.1.6):

либо по формуле (3.1.10) определяем крутизну вискограммы:

а по формуле (3.1.9) кинематическую вязкость:

vT = 35,80ехp[- 0,0595(275 - 273)] = 31,78 мм2

Расхождение составляет не более 0,02%, поэтому пользоваться можно обеими формулами.

По формуле (3.1.4) находим температурную поправку: ξ= 1,825 - 0,001315x847 =

=0,711 кг/(м3К) Расчетная плотность нефти будет определяться по формуле (3.1.3)

ρт = 847 + 0,711(293 - 275) = 859,80 кг/м3 .

 

4.2. Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего

давления.

Расчетная часовая пропускная способность нефтепровода определяется по формуле(3.2.1):

В соответствии с найденной расчетной часовой производительности нефтепровода подбирается магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия (3.2.2):

2880 м3/ч <3344м3/ч <4320м3

Согласно приложения 2 и 3, выбираем насосы: магистральный насос НМ 3600-230 и подпорный насос НПВ 3600-90.

Напор магистрального насоса (D2= 460 мм) составит по формуле (3.2.3):

Нмн=307,3-7,57∙10-6 33442 =222,65 м,

напор подпорного насоса (D2= 610 мм) составит:

Нпн=127-2,9∙10-6 33442=94,6м

Далее рассчитывается рабочее давление на выходе головной насосной станции по формуле(3.2.3):

Р = 859,80∙9,81∙(3∙222,65 + 94,6)10-6 = 6,43МПа

рабочее давление превышает допустимое значение Рдоп=6,4 МПа, примем для всех магистральных насосов значение диаметра рабочего колеса D2=425mm, тогда напор магистрального насоса составит:

Нмн=276,8-7,1∙10-6 33442=197,41 м,

а рабочее давление:

Р = 859,80∙9,8 l∙(3∙197,41+ 94,6)10-6 = 5,79МПа

Условие 5,79 МПа < 6,4 МПа выполняется, поэтому для дальнейших расчетов примем диаметр рабочего колеса магистрального насоса В2=425мм.

4.3 Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

4.3.1 Внутренний диаметр нефтепровода вычисляется по формуле(3.3.1), подставляя рекомендуемую ориентировочную скорость перекачки w0 =1,85 м/с (рис.3.3.1):

По вычисленному значению внутреннего диаметра, принимается ближайший стандартный наружный диаметр нефтепровода - 820 мм. Значение наружного диаметра также можно определить по табл. З.З.1, в зависимости от производительности нефтепровода- DH= 820 мм.

По прил.1. выбираем, что для сооружения нефтепровода применяются трубы Челябинского трубного завода по ЧТЗ ТУ 14-3-14-25-86 из стали марки 13 Г2АФ ( временное сопротивление стали на разрыв σвр=530 МПа, σт=363 МПа коэффициент надежности по материалу к1=1,47). Перекачку предполагаем вести по системе «из насоса в насос», то пр=1,15; так как

DH=820 <1000 мм, то kн=1.

 

4.3.2. Определяем расчетное сопротивление металла трубы по формуле (3.4.2):

4.3.3. Определяем расчетное значение толщины стенки трубопровода по
формуле (3.4.1):

= 8,24мм

Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной 9 мм.

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из формулы (3.4.3).

4.3.4 Определяем абсолютное значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по формулам (3.4.7) и (3.4.8):

.

Для дальнейшего расчета принимаем большее из значений, ΔТ=91,9 град.

4.3.5 Рассчитаем продольные осевые напряжения σпр N по формуле (3.4.5):

Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому вычисляем коэффициент ψ1 по формуле (3.4.4).

 

4.3.6 Пересчитываем толщину стенки из условия (3.4.3):

Таким образом, принимаем толщину стенки 12 мм.

 

4.4 Расчет прочности и устойчивости нефтепровода

 

4.4.1 Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию (3.5.1). Вычисляем кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления по формуле (3.5.3):

 

4.4.2 Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб определяется по формуле (3.5.2), так как нефтепровод испытывает сжимающие напряжения:


 

Следовательно,

= 0,468x324,5=151,87 МПа,

Так как |-126,80 | <151,87 МПа, то условие прочности (3.5.1) трубопровода выполняется.

4.4.3 Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям (3.5.4) и (3.5.5). Вычисляем комплекс:

 

где

4.4.4 Для проверки по деформациям находим кольцевые напряжения от

действия нормативной нагрузки - внутреннего давления по формуле (3.5.7):

4.4.5 Вычисляем коэффициент по формуле(3.5.8):

4.4.6 Находим максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе по формуле (3.5.6), принимая минимальный радиус изгиба 800 м:

 

192 МПа<363 МПа - условие (3.5.5) выполняется.

 

0,625x363 =226,9МПа > /-269,8/МПа - условие (3.5.4) не выполняется

 

, (3.5.4)

, (3.5.5)

 

Так как 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):

4.4.7 Определяем эквивалентное осевое усилие в сечении трубопровода и

площадь сечения металла трубы по формулам (3.5.11)и (3.5.12):

S = 0,03[(0,5-0,3) 220,8 + l,2 l0-5 2,06xl05 91,9] = 0,03(44,16 + 227,18) = 8,14МH,

F = (0,822 - 0,7962)= (0,6724 - 0,633б)= 0,03м2

Определяем нагрузку от собственного веса металла трубы по формуле (3.5.17):

qм = 0,95 78500 0,03 = 2237,3 Н/м

Определяем нагрузку от собственного веса изоляции по формуле (3.5.18):

qu= 0,1x2237,3 = 223,7 Н/м

Определяем нагрузку от веса нефти, находящегося в трубопроводе единичной длины по формуле (3.5.19):

qпр= 859,8 9,81х = 4195,3 Н/м

Определяем нагрузку от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачивающей нефтью по формуле (3.5.16):

qmp = 2237,3 + 223,7 + 4195,3 = 6656,3 Н/м

Определяем среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом по формуле (3.5.15):


Определяем сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле (3.5.14):

Р0 = 3,14 0,82х(20000 + 8220,9 tgl5°)= 33377 Па

Определяем сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины и осевой момент инерции по формулам (3.5.20), (3.5.21) :

 

J = (о,824 -0,7964)= 0,00248 м4

Определяем критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом по формуле (3.5.13)

Следовательно

= 0,9 13,26 106 = 11,9 МН

 

Определяем продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом по формуле (3.5.22):

Следовательно

= 0,9 91,5=82,4 МН

Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству (3.5.10) обеспечена:

8,14 МН<13,26 МН; 8,14 МН<82, МН.

 

4.4.8 Проверяем общую устойчивость криволинейных участков трубопроводов, выполненных с упругим изгибом. По формуле (3.5.25) вычисляем:

 

По графику рис.3.5.1 находим βN =23.

Определяем критическое усилие для криволинейных участков
трубопровода по формулам (3.5.23), (3.5.24):

H

Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем условие (3.5.10)

0,9x9,09x106=8,18 МН>8,14 МН

Условие устойчивости криволинейных участков выполняется.

4.5 Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций

4.5.1 Определяем секундный расход нефти и ее среднюю скорость по формулам (3.6.1) и (3.6.2):

4.5.2 Определяем режим течения:

Так как Re>2320 режим течения жидкости турбулентный.

4.5.3 Определим зону трения:

Для этого определяем относительную шероховатость труб при kэ=0,05 мм:

Первое переходное число Ренольдса:

Второе переходное число Ренольдса:

Так как Re< ReΙ , то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле из таблицы (3.6.1):

4.5.4 Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле (3.6.7):

4.5.5 Определяем полные потери в трубопроводе (3.6.8), приняв Нкп=40 м. Так как L>600 м, то число эксплуатационных участков определяем по формуле (3.6.9):

 

4.5.6 Определяем расчетный напор одной станции по формуле (3.6.11):

Нст= 3 197,41 = 592,23 м

4.5.7 Расчетное число насосных станций определяем по формуле (3.6.13):

Если округлить число НПС в меньшую сторону (6 станций), то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга. Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение и длину лупинга по формулам (3.6.15) и (3.6.14):

п1 - округленное меньшее целое число перекачивающих станций.

При D=Dл величина ω= .

Построим совмещенную характеристику нефтепровода постоянного диаметра и нефтепровода, оборудованного с лупингом и нефтеперекачивающих станций. Результаты вычислений представлены в таблице 4.5.1. Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода в диапазоне от 1000 до 4000 м3/ч с шагом 500 м3/ч.

Таблица 4.5.1 Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих

станций

 

Рас­ход Q, м3 Напор насосов Характеристика трубопровода Характеристика нефтеперекачивающих станций
    Hм, м Нп с постоян­ным диаметром Н=1,02 iLp+Δz+ N0hocm с лупингом Н=1,02 i[LP-h(l-ω)]+Δz+ Nэhост
269,7 124,1 606,6 552,3 5102,8 5372,5 5642,2 5911,9
260,8 120,5 1115,2 1004,8 3892,2 4935,4 5196,2 5717,8
248,4 115,4 1767,9 1585,4 3708,4 4950,4 5198,8 5447,2
232,4 108,9 2556,1 2286,6 3471,4 4633,4 4865,8 5098,2
212,9 100,9 3480,1 3108,6 3182,4 4246,9 4459,8 4672,7
189,8 91,5 4522,6 4036,0 2840,2 3599,4 3789,2 4168,8
163,2 80,6 5675,4 5061,5 3098,8 3425,2 3588,4

 

 
 

 

Рис. 4.5.1. График совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающей станции

1-характеристика нефтепровода постоянного диаметра;

2-характеристика нефтепровода с лупингом.

 

Точка пересечения М характеристики нефтепровода с лупингом и нефтеперекачивающих станции (п=6) подтверждает правильность определения длины лупинга, так как QM=Q=3344 м3/ч.

При округлении числа НПС в большую сторону рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающей станции при n=7, m=3 рабочая точка переместится в точку М2, а расход соответствует Q2=3390 м3/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу n=7, m=2, то рабочая точка переместиться в точку М1, а нефтепровод будет работать с производительностью Q1=2882м3/ч.

Так как выполняется условие Q1< Q< Q2, по формуле 3.6.17 рассчитываем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2.

,

 

4.6 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода

 

Рассмотрим расстановку станций на местности исходя из максимальной производительности нефтепровода при n=7 и Q2=3390 м3/ч. Количество НПС на первом эксплуатационном участке примем равным трем, а на втором четырем.

Гидравлический уклон при максимальной производительности составляет i=0,004906.

Напоры, развиваемые подпорными и магистральными насосами при максимальной подаче Q2, равны:

Нмн =276,8-7, 1x10-6 33902=195,2 м,

Нпн=127-2,9x10-6 33902=93,7м.

Расчетный напор станции составит:

Нст = 3x195,2 = 585,6м.

Построим гидравлический треугольник. За горизонтальный катет примем отрезок ab, равный l=100 км, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катет ас равен

1,02 i l=1,02 0,004906 100 000=500,4 м и отложим его в масштабе высот. Гипотенуза треугольника bс и есть положение линии гидравлического уклона в принятых масштабах построений. Результаты расстановки станций приведены в табл. 4.6.1.

 

Таблица 4.6.1 Расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода

Нефтеперекачивающая Высотная Расстояние от Длина
Станция отметка zi, м начала линейного
    нефтепровода, км участка li, км
ГНПС-1 114,158
НПС-2 114,158 117,515
НПС-3 242,5 231,673 116,844
НПС-4 248,5 348,517 124,230
НПС-5 239,5 472,747 110,800
НПС-6 583,547 117,500
НПС-7 701,047 129,953
КП 831,000 -

 

 

4.7 Определение оптимальных режимов работы нефтепровода

4.7.1 Графический метод

Рассмотрим режимы работы магистрального нефтепровода на первом эксплуатационном участке протяженностью 348,517 км.

Построим суммарную совмещенную характеристику линейных участков нефтепровода и НПС. Задаваясь расходами от 1000 до 4000 м3/ч, определяем режимы течения нефти и рассчитываем потери напора на отдельных трех участках нефтепровода.

Найдем напоры подпорного и магистральных насосов. Результаты расчетов приведены втабл.4.7.1

 

 

Таблица 4.7.1 Результаты гидравлического расчета участков нефтепровода

и напорных характеристик насосов

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Расход Q, м3
Скорость течения w, м/с 0,558 0,838 1,117 1,396 1,675 1,955 2,23
Число Ренольдса Re
Коэффициент гидравлического сопротивления λ 0,029 0,026 0,024 0,023 0,022 0,021 0,0206
Гидравлический уклон, i 0,000581 0,00118 0,00195 0,00289 0,00397 0,0052 0,00657
Напор магистрального насоса Нмн, м 269,7 260,8 248,4 232,4 212,9 189,8 163,2
Напор подпорного насоса Нпн, м 124,1 120,5 115,4 108,9 100,9 91,5 80,6
Потери напора на участке Н, м 1-участок H=1,02il1+z2-z 132,65 202,5 292,6 401,3 527,6 670,9 830,4
2-участок H=1,02i(l1+l2)+z3-z1 214,8 356,6 539,3 759,9 1016,4 1307,2 1630,8
3-участок H=1,02i(l1+l2+ l3)+z4-z1+hкп 503,4 778,2 1110,1 1933,3 2420,3
Напор, развиваемый насосами, Н=Нпн+ kмн Нмн kмн=0 124,1 120,5 115,4 108,9 100,9 91,5 80,6
kмн=1 393,8 381,3 363,8 341,3 313,8 281,3 243,8
kмн =2 663,5 642,1 612,2 573,7 526,7 471,1
kмн =3 933,2 902,9 860,6 806,1 739,6 660,9 570,2
kмн =4 1202,9 1163,7 1038,5 952,5 850,7 733,4
kмн =5 1472,6 1424,6 1357,4 1271,0 1165,4 1040,6 896,6
kмн =6 1742,3 1685,4 1605,8 1503,4 1378,3 1230,4 1059,8
kмн =7 1946,2 1854,2 1735,8 1591,2 1420,2
kмн =8 2281,7 2207,0 2102,6 1968,3 1804,1 1610,0 1386,2
kмн =9 2551,4 2467,9 2351,0 2200,7 2017,0 1799,9 1549,4

 

 

 

Рис. 4.7.1 Совмещенная характеристика участков нефтепровода и характеристика НПС

1 -характеристика первого участка;

2-характеристика второго участка;

3-характеристика третьего участка.

 

Из совмещенной характеристики (рис.4.7.1) найдем значения подпором на входе и напоров на выходе каждой НПС. Для первого резкими, соответствующего трем работающим магистральным насосам на каждой НПС (режим 3-3-3), производительность перекачки определяется пересечением характеристики нефтепровода 3 и суммарной характеристики НПС при км=9, (рабочая точка М2) и соответствует значению Q=3390 м3/ч. Подпор на головной НПС-1 равен отрезку ab, а напор на ее выходе равен отрезку ad. Чтобы найти подпор на входе НПС-2, нужно определить разность отрезков ad и ас, то есть из напора на выходе ГНПС-1 вычесть потери напора на первом участке (кривая 1). Рассуждая аналогично, определим величины отрезков, соответствующих подпорам и напорам остальных НПС (табл. 4.7.2).

 

Таблица 4.7.2 Напоры и подпоры нефтеперекачивающих станций на режиме 3-3-3

 

Нефтеперекачивающая станция Количество работающих магистральных насосов Обозначение отрезка
Подпор на входе НПС Напор на выходе НПС
ГНПС-1 ab ad
НПС-2 cd cf
НПС-3 ef eA