Нефтепроводы «Дружба»

∆t – расчетный температурный перепад, ºС;

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

d_н – номинальная толщина стенки трубы, см.

Абсолютное значение максимального  положительного Dt₍₊₎ или отрицательного Dt_(-) температурного перепада, при котором толщина стенки определяется только из условия восприятия внутреннего давления определяются для рассматриваемого частного случая соответственно по формулам:

где: t_I=-10ºС и t_VI=+20ºС средние значения температуры наружного воздуха января и июля для района прокладки трубопровода, принимаемые по [28].

Отклонения средней температуры наиболее теплых и холодных суток от значений  t₁ и t соответственно:

Δ₁= 15 ºС; Δ = 6 ºС.

В качестве расчетного температурного перепада принимаем наибольшее значение Δt^х = 40 ˚С.

        _Тогда:

Толщина стенки при наличии продольных осевых сжимающих напряжений будет  равна:

.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляем  до ближайшего большего значения, предусмотренного государственными стандартами или  техническими условиями. Таким образом, толщина стенки труб из стали 14ГН равна 12 мм.

 

2.1.3 Проверка  прочности и деформаций подземного  нефтепровода

Проверку на прочность подземного трубопровода в продольном направлении  произведем из условия:

  _,

где: s_пр.N – продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемое согласно п. 8.25 [1];

y₂ – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (s_пр.N ³ 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (s_пр.N < 0) определяемый по формуле:

_,

где: s_кц – кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле:

тогда:

где: d_н – номинальная толщина стенки трубы, м.

                         Условие выполняется.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных трубопроводов  проверку необходимо производить по условиям:

                               

где –максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий;

– коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб. При растягивающих продольных напряжениях ( ≥ 0) = 1, при сжимающих ( < 0) определяется по формуле (31) [1];

–кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле (32) [1]:

.

Максимальные суммарные продольные напряжения , МПа, определяются от всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий - внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба , МПа, определяются по формулам:

для положительного перепада температур:

для отрицательного температурного перепада:

где: ρ – минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, м. Принимаем по [2] (с изменениями 1997).

Максимальное по абсолютной величине значение суммарных продольных напряжений равно -136,1 МПа. Знак «минус» этого результата указывает на то, что они будут сжимающими, следовательно:

Проверяем условия:

Условие выполняется.

Условия выполняются.

 

2.1.4 Проверка  общей устойчивости подземного  нефтепровода в продольном направлении

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости  наименьшей жесткости системы произведем из условия: ,

где: S – эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, Н;

N_кр – продольное критическое усилие (Н), при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.  N_кр следует определять согласно правилам строительной механики с учетом принятого конструктивного решения и начального искривления трубопровода в зависимости от глубины его заложения, физико-механических характеристик грунта, наличия балласта, закрепляющих устройств с учетом их податливости. На обводненных участках следует учитывать гидростатическое воздействие воды.

Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S определяем от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики.

В частности, для прямолинейных  участков трубопроводов и участков, выполненных упругим изгибом, при  отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения  грунта фактическое эквивалентное  продольное осевое усилие в сечении  трубопровода S, Н, определяется по формуле:

_,

где F – площадь поперечного сечения металла трубы:

Осевой момент инерции поперечного  сечения трубы:

Нагрузка от собственного веса 1м  металла трубы:

где n_св – коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса при расчете на продольную устойчивость положения равный 0,95;

γ_м – удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали 78500 Н/м³;

Нагрузку от веса изоляции принимаем  равной 10% от собственного веса 1м металла  трубы q=280,9 Н/м.

Нормативный вес транспортируемой нефти в 1 м трубопровода вычислим по формуле (8) [1]:

Н/м,

  где: D_вн – внутренний диаметр трубы.

То есть нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с  транспортируемой нефтью:

Н/м.

Среднее удельное давление на единицу  поверхности контакта трубопровода с грунтом:

 где n_гр- коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, принимаемый равным 0,8;

γ_гр- удельный вес суглинистого грунта 23000 Н/м³;

h₀ – высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта 1,0 м;

φ_гр=36⁰ – угол внутреннего трения песка средней крупности.

Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной  длины:

,

где: С_гр – коэффициент сцепления грунта, 2,0 кПа;

Сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной  длины:

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков в  случае пластической связи трубы  с грунтом находим:

Следовательно по условию:

,

,

.

Условие выполняется.

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков в  случае упругой связи с грунтом  находим по формуле:

_,

где: k₀ – коэффициент постели грунта при сжатии, для глины тугопластичной 20 МН/м³;

Следовательно:

, ,       .

Условие выполняется.

 

По результатам расчета  видно, что:

- общая устойчивость прямоленейных  участков нефтепровода «Дружба 1» обеспечена

- выбранная толщина стенки 12 мм обеспечивает нефтепроводу  необходимые  прочностные свойства.

 

 

 

2.2   Гидравлический расчет  нефтепровода

Технологический расчет производится с целью проверки технической  возможности перекачки заданного  количества нефти по эксплуатационному  участку  НПС «Лопатино»  -  НПС «Клин».

 

Исходные данные

1. Протяженность трубопровода L = 90125 м;

2. Разность геодезических отметок  ΔΖ,м = - 16 м (21,5);

3. Планируемый годовой объем  перекачки нефти G_m= 47,5 млн т/год;

4. Физические свойства перекачиваемого  продукта при расчетной температуре:

 r_{0 °С} = 863 кг/м³ ;

 n_{0 °С} = 25 сСт ;

5. Начальное давление в трубопроводе   Р_н =5,0 МПа;

6. Необходимый остаточный напор  на конечном пункте трубопровода h_кп = 45 м;

7. Расчётная температура перекачиваемой  нефти t_p = 8 С⁰

8. Толщина стенки нефтепровода  δ = 12 мм.

 

Расчет

Расчетная пропускная способность  нефтепровода определяется по формуле:

 м³/час или м³/с ,

где  G_т – заданный массовый годовой план перекачки, кг;

ρ_р – расчетная плотность продукта, кг/м³;

Ч – заданное время работы трубопровода в году, ч.

 м³/час,

 м³/с.

Внутренний диаметр трубопровода:

D = Dн - 2δ = 1020-2*12=996 мм.

Площадь поперечного сечения трубопровода:

                       

Скорость течения конденсата в  трубопроводе:

                       

Параметр Re (число Рейнольдса):

Как известно, различают два режима - ламинарный и турбулентный, а последний, в свою очередь, делится на 3 зоны:

1. зона гидравлически  гладких труб;

2. зона смешанного трения; 

3. зона квадратичного трения.

Переход из режима в режим и из зоны в зону определяется значениями критических (переходных) чисел Рейнольдса, зависящих для данного диаметра (D) трубопровода, данной вязкости (ν_р) продукта и от скорости перекачки W.

При гладкотрубном режиме течения в зоне гидравлически гладкого трения число Рейнольдса должно быть в диапазоне:

 

2320

Re ,

где относительная эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб;

К_э – эквивалентная шероховатость труб, для стальных  сварных труб  с незначительной  коррозией принято К_э  = 0,15 мм.

2320

Re  ,

2320

90528

- условие не выполняется

Рассмотрим турбулентный режим течения в зоне смешанного трения

2320

Re ,              2320 104950

- условие  выполняется

Коэффициент гидравлического сопротивления  при этом режиме определяется по формуле  Альтшулля:

Определим гидравлический уклон  по формуле:

 

,м/м

Общий напор в трубопроводе вычислим по формуле:

 

  Н = (Z₂ – Z₁) + ( ) + i×L, м,                         

                                    

h_кп – остаточный напор на конечном пункте трубопровода, равный 45 м.

Потери напора на данном участке  вычислим по формуле:

h_пот= i*L

h_пот = 0,0022·90,125·10³ = 198,2 м;

Общий суммарный напор в трубопроводе можно выразить по формуле:

Н=DZ + (

) + 1,02× h_пот, м ,

где 1,02 – коэффициент, учитывающий  потери напора в местных сопротивлениях линейной части трубопровода.

Общий суммарный напор в трубопроводе должен быть:

                                    Н =  -16+45 + (1,02 ×198) = 230,96 м,

Согласно [4] основные магистральные  насосы выбираем по расчетной пропускной способности, Q^ч _р= 6283,2 м³/ч:  магистральные насосы НМ 10000-210;

При расчетной подаче напор, развиваемый магистральными насосами, равны:   

                                    h_м  = 2*210 = 420 м

Вследствие того, что НПС  «Клин» является промежуточной станцией, на которую нефть поступает с напором 30 м, подпорный насос использовать не будем и при дальнейших расчётах данную величину напора будем использовать, как величину h_под.

Рабочее давление, развиваемое  перекачивающей станцией при последовательном соединении магистральных насосов, определим по формуле:

Р = ρ_р× gm_pм× h_м ×10^-6≤ {Р} , МПа ,