Технологический расчет участка магистрального нефтепровода

 

Общий напор, создаваемый головной насосной станцией, будет равен:

.

расчетное давление в нефтепроводе будет равно:

,

- что в допустимом пределе!

 

Определяют число перекачивающих станций для трёх вариантов нефтепроводов по формуле:

,

Вариант 1, трубопровод с наружным диаметром 1020 мм:

.

Необходимо 2 НПС.

Вариант 2, трубопровод с наружным диаметром 920 мм:

.

Необходимо 3 НПС.

Вариант 3, трубопровод с наружным диаметром 820 мм:

.

Необходимо 5 НПС.

 

5. Технико-экономические показатели.

Для определения оптимального диаметра нефтепровода необходимо сравнить приведенные затраты трех вариантов. Вариант с наименьшими приведенными затратами будет являться оптимальным.

Приведенные затраты определяются по формуле:

, где:

К – капитальные вложения;

Э – эксплуатационные затраты;

нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений. Для (нефтяной и газовой промышленности  =0,12 1/год) трубопроводного транспорта = 0,15 1/год.

 

Эксплуатационные расходы:

Э = S*G*L

где S – себестоимость перекачки нефти, зависящая от диаметра трубопроводов:

,

,

,

,

,

.

Капитальные вложения:

,

где – стоимость единицы длины трубопровода в зависимости от диаметра:

тыс. руб./км;

тыс. руб./км;

тыс. руб./км;

 – стоимость сооружения  головной насосной станции с  резервуарным парком, тыс. руб.;

 – стоимость сооружения  промежуточной насосной станции,

тыс. руб.;

 – стоимость сооружения  промежуточной насосной станции с резервуарным парком;

 – количество промежуточных  насосных станций с резервуарным  парком, так как длина нефтепровода  меньше 800 км, то  = 0.

Имеем:

70 072 тыс. руб.;

 63 770 тыс. руб.;

62 276 тыс. руб.

Тогда приведенные затраты будут равны:

 тыс.руб./год;

 тыс.руб./год;

 тыс.руб./год.

 

Сравнивая приведенные затраты, следует вывод, что для перекачки 30 млн. тонн нефти в год экономически выгодно строительство нефтепровода диаметром 920 мм, как нефтепровода с наименьшими приведенными затратами.

 

6. Уточненный (технологический) расчет нефтепровода.

После технико-экономического расчета трёх вариантов нефтепроводов, технологический расчет необходимо вести для нефтепровода диаметром 920 мм.

 

6.1. Расстановка НПС на технологическом участке длиной L=404 км.

В начале и в конце технологического участка нефтепровода будут располагаться резервуарные парки.

Минимальный объем резервуарного парка равен объёму заполнения нефтепроводом нефтепродукта в течение 8-12 часов:

.

Необходимо 6 резервуаров вертикальных стальных РВС 10000 объемом по .

Высота налива данного резервуара составляет 17 м, для расчета принимают

Полные потери в нефтепроводе в данном случае рассчитываются как:

.

.

Истинный (точный) дифференциальный напор НПС:

.

 

2. Раскладка труб по толщине стенки.

 

Для сооружения нефтепровода подбираются трубы Волжского трубного завода по ВТЗ ТУ 1104-138100-357-02-96 из стали марки 17Г1С с термообработкой (временное сопротивление стали на разрыв =588,7МПа,=412 МПа, коэффициент надежности по материалу k1=1,4). Перекачку предполагают вести по системе «из насоса в насос», то np= 1,15.

Предварительно принимают толщину стенки равной 8 мм.

Согласно п. 6.11.2. [2] – несущая способность определяется по формуле:

, где:

 – расчетное  сопротивление;

n – коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению в нефтепроводе, учитывающий возможное увеличение внутреннего давления в переходных процессах и принимаемый по таблице 6.8. [2], n = 1,15 для нефтепроводов диаметром 700-1200 мм.

, где:

m – коэффициент условий работы трубопровода;

коэффициент надежности по назначению трубопровода.

Согласно таблице 11 [5], для нефтепроводов с условным диаметром 600-1000 мм .

,

.

Расчетная толщина стенки трубопровода определяется по п.  6.14.22. [2]:

, где:

n – коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению в нефтепроводе, учитывающий возможное увеличение внутреннего давления в переходных процессах и принимаемый по таблице 6.8 [2], n = 1,15 для нефтепроводов диаметром 700-1200 мм;

p – рабочее (нормативное) давление в трубопроводе;

 – расчетное сопротивление растяжению.

, где:

m – коэффициент условий работы трубопровода, определяется по таблице 1 [5], для магистрального нефтепровода II класса, m =0,75;

коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по табл. 11 [5], для нефтепроводов с условным диаметром 600-1000 мм ;

коэффициент надежности по материалу трубопровода, принимается по таблице 9  [5], для сварных труб из нормализованной, термически упрочненной стали и стали контролируемой прокатки, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами,;

- нормативное  сопротивление растяжению металла трубы, МПа

.

Таким образом, расчетная толщина стенки трубопровода составит:

,

Проверка на прочность подземных нефтепроводов в продольном направлении проводится из условия (согласно п.6.14.24 [2]):

, где:

 – продольное  осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий:

, где:

 – коэффициент линейного  расширения металла трубы и равен 0,000012 град-1;

Е – переменный параметр упругости (модуль Юнга), равен 203000 МПа

 – переменный коэффициент  поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона), равен 0,3;

 – расчетный температурный  перепад, равный разности между  максимальной температурой грунта  на глубине залегания оси трубопровода  и минимальной температурой воздуха при укладке трубопровода,

,

.

коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях () принимаемый равный единице.

Таким образом:

,           54,30 < 315,375

условие выполняется, прочность трубопровода обеспечена.

В соответствии с технологией выпускаемой продукции, Волжский трубный завод выпускает трубы диаметром 920 мм со следующими сортаментами по толщине стенки:

9 мм, 10 мм, 10,5 мм, 11 мм, 12 мм

Для данных толщин рассчитаем несущую способность по формуле:

.

Значения несущей способности нефтепровода в зависимости от толщины стенки трубопровода показаны в таблице 11.

Таблица 11. Несущая способность нефтепровода.

, мм	9	10	10,5	11	12
P, МПа	5,47	6,09	6,41	6,72	7,35

Сопоставив данные результаты с эпюрой давлений в нефтепроводе, толщину стенки трубопровода по всей длине необходимо принять минимальной, .

Необходимо пересчитать основные параметры нефтепровода с учетом принятой толщины стенки трубопровода, :

Определение секундного объемного расхода трубопровода:

.

Определение часового объемного расхода:

.

Скорость движения жидкости также с учетом толщины стенки трубопровода:

.

Определение числа Рейнольдса:

.

Коэффициент гидравлического сопротивления определяется в зависимости от величины числа Рейнольдса и определяется по формулам п.А.2 [2] предварительно определив в каком диапазоне находится величина числа Рейнольдса.

Коэффициент гидравлического сопротивления для всех вариантов определяется по формуле А.3 [2]:

.

Определение гидравлического уклона:

.

Перерасчет потерь по длине нефтепровода:

, где:

L – длина нефтепровода, ;

высотные отметки конца и начала нефтепровода;

1,02 – коэффициент зависящий от шероховатости труб.

.

В свою очередь, полные потери в нефтепроводе в данном случае рассчитываются как:

.

.

Истинный (точный) дифференциальный напор НПС:

.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 6. График высотных отметок низа трубы и гидравлических уклонов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 7. График давлений в нефтепроводе и несущей способности труб.

 

3. Уточненный гидравлический расчет.

Исходя из принятого значения диаметра 920 мм и необходимого заглубления трубопровода до верха трубы равное не менее 0,8 м., глубина заложения Н трубопровода по оси трубы составит:

;

На глубине 1,26 м:

• минимальная температура грунта: -2,13 °С
• максимальная температура грунта: 12,83 °С

При обработке исходных данных, были определены кинематическая вязкость и плотность на глубине заложения трубопровода для зимнего и летнего периода:

;

;

;

.

Определение производительности трубопровода для летних и зимних условий:

;

;

.

Определение скорости движения жидкости для зимних и летних условий:

;

;

.

 

Определение числа Рейнольдса для летних и зимних условий:

;

;

Коэффициент гидравлического сопротивления определяется в зависимости от величины числа Рейнольдса и определяется по формулам п.А.2 [2] предварительно определив в каком диапазоне находится величина числа Рейнольдса.

Коэффициент гидравлического сопротивления для зимних и летних условий:

;

.

Гидравлический уклон:

;

.

4. Уточнённый теплогидравлический расчет нефтепровода

Определение температуры в конце нефтепровода по формуле:

, где:

;

, где:

К – коэффициент теплоотдачи;

i – гидравлический уклон;

 – удельная  теплоёмкость нефти;

G – массовый расход внутри;

- внутренний  диаметр трубопровода;

- температура  окружающей среды;

Т – температура нефти.

 

Определение коэффициента теплоотдачи.

При турбулентном течении коэффициент теплоотдачи определяется по формуле:

, где:

 – коэффициент теплоотдачи  металла трубы;

 – коэффициент теплоотдачи  изоляции трубы;

коэффициент теплоотдачи грунта.

 

Коэффициент теплоотдачи металла трубы, определяется по формуле:

, где:

- коэффициент  теплопроводности металла трубы, ;

- толщина стенки трубопровода;

.

Коэффициент теплоотдачи изоляции трубы:

, где:

коэффициент теплопроводности изоляции трубы;

;

 – толщина изоляции  трубы;

;

.

Коэффициент теплоотдачи грунта:

, где:

 – коэффициент  теплопроводности грунта;

;

h – глубина залегания  оси трубопровода;

;

.

Коэффициент теплоотдачи: