Технологический расчёт нефтепровода Тенгиз-Атырау-Астрахань-Грозный

 

, , , ,

 

 

 м.                                   (1.8)

 

Полученное значение выбираем по таблице П 1,1 [Тугунов] в большую сторону до стандартного значения 7, 8, 8,5, 9 мм (см. таблицу, П1,1) и принимаем толщину стенки равнойм, .

Внутренний диаметр трубопровода

 

м.

 

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений расчётную  толщину стенки определяют по формуле

 

,

 

 

где – коэффициент, учитывающий двухосное напряжённое состояние труб, для его определения предварительно

а) принимаем значения коэффициента линейного расширения металла трубы α, коэффициента Пуассона μ и модуля упругости металла (сталь) Е: ; E=2,06∙МПа; .

б) вычисляем абсолютное значение максимального положительного ΔТ_пл или отрицательного ΔТ_мин температурного перепада, при котором толщина стенки определяется только из условия восприятия внутреннего давления по формуле (1.6), по формулам

 

 К,

 

 К,

 

где для дальнейшего расчёта принимаем большее из значенийK;

в) абсолютное значение продольных осевых сжимающих напряжений, вычисляемое  по действующим расчётным нагрузкам  и воздействиям с учётом упруго–пластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений; E=206000; ; ; ;;

 

МПа.

 

Знак минус указывает  на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому вычисляем коэффициент по формуле

 

 

 

Подставляя найденные величины в (1.6) [4], находим толщину стенки с учётом продольных осевых сжимающих напряжений

 

м.

 

Принимаем толщину стенким.

Тогда внутренний диаметр  трубопровода

 

м.

 

 

1.4 Расчёт прочности и устойчивости  нефтепровода

 

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

Вычисляем кольцевые напряжения от расчётного внутреннего давления по формуле

 

МПа.

 

Коэффициент , учитывающий двухосное напряженное состоние металла труб (при растягивающих осевых продольных напряжениях принимается равным нулю), при сжимающих напряжениях определяется по форуле

 

 

 

Следовательно,

МПа.

Так как

Мпа меньшеМПа, то условиевыполняется.

Проверка допустимого  радиуса изгиба трубопровода. Минимально допустимый радиус упругого изгиба трубопроводов  определяют из условий прочности  поперечных сварных швов и упругой  работы металла труб по формуле

 

(1.9)

 

где R_2н - нормативное сопротивление, которое равно пределу текучести, определяемому по таблице П1.1

_МПа.

Кольцевые напряжения от рабочего давления

=226,318МПа.

ψ₃ - коэффициент, учитывающий двухосное напряжённое состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях ψ₃ принимают равным единице, а при сжимающих определяют по формуле (4.8) [4]

; ;

 

.

 

Ориентировочно радиус допустимого  изгиба трубопровода определяется по формуле (4.10) [4]

 

.

 

Принимая условный диаметр, равным наружному диаметру (в метрах) м, находим радиус изгибам. Проверяем выбранный радиус изгиба по условию (1.9)

 

м.

 

Поскольку выбранный радиус изгиба R = 820 м меньше допустимого 1592 м, то в качестве минимального радиуса упругого изгиба принимаем значение, большее значения допустимого радиуса, м.

Проверку на отсутствие недопустимых пластических деформаций трубопроводов производят по условиям (4.15) и (4.16) [4]

 

(1.10)

 

(1.11)

 

где σ_пр.н  – максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий определяется по формулам (для растяжения и сжатия)

 

МПа,

 

МПа.

 

Поскольку модуль максимального  значения МПа,            а МПа, то условие (1.10) выполняется.

Поскольку МПа, аМПа, то условие (1.9) также выполняется.

Таким образом, выбранное  значение минимального радиуса R_min = 1600 м, удовлетворяет условию отсутствия недопустимых пластических деформаций.

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жёсткости системы производят по неравенству (4.18)[4]

(1.12)

где S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, площадью кольцевого сечения стенок (металла) трубы; м²; ; ; ; ; .

Определяемое по формуле

 

МН.

 

Нагрузка (линейный вес, Н/м) от собственного веса стенок (металла) трубы определяется по формуле (4.24) [4]

 

(1.13)

 

где n_св - коэффициент надёжности по нагрузкам от действия собственного веса, равный 1,1, а при расчёте на продольную устойчивость и устойчивость положения равный 0,95; γ_м - удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали; Н/м³;

Выбираем

.

Тогда линейная нагрузка от веса стенок трубы будет равна

, ,

 

Н/м.

 

Линейная нагрузка от собственного веса изоляции в первом приближении берётся равной 10 % от веса стенок трубы (4.26) [4]

 

Н/м.

 

Линейная нагрузка от собственного веса нефти, находящейся в трубопроводе (4.27) [4]

 

Н/м.

 

Линейная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода (q_м+q_и) с перекачиваемой нефтью q_н (4.23) [4], т. е. 213,091; ,

 

Н/м.

 

Коэффициент надёжности по нагрузке от веса грунта принимается равным .

Высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта (заглубление  трубопровода) выбираем по таблице 4.4 [4] для условного диаметра трубопровода менее 1000 мм м.

Угол внутреннего трения грунта φ_гр и коэффициент сцепления грунта С_гр выбираем по таблице 4.1 для глины _Па (в системе Mathcad градус записывается после знака умножения в виде deg)

Среднее давление от веса трубопровода на грунт определяется по формуле (2.22) [4]

 

,

 

Па.

Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины вычисляем по формуле

 

Па.

 

Линейную силу сопротивления  вертикальным перемещениям отрезка  трубопровода единичной длины и  осевой момент инерции определяем по формулам (4.28):

 

Н/м,

 

м².

 

Для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае пластической связи трубы с грунтом  продольное критическое усилие находится  по формуле (4.20), где =70806,033; ; МПа.

(Е под корнем берётся  в паскалях)

 

МН.

 

Следовательно,

 

МН.

 

Коэффициент нормального  сопротивления грунта (глина тугопластичная), или коэффициент постели грунта при сжатии находится по таблице 4.6 [4] МН/м².

Продольное критическое  усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом находим  по формуле (4.29)

 

МН.

 

Следовательно,

 

МН.

 

Проводим проверку общей  устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жёсткости системы по неравенству (1.12)

 

,

 

МН<МН,

МН<МН.

Как видим, проверка выполняется.

Для проверки устойчивости криволинейных  участков трубопровода по неравенству (1.12) необходимо вычислить вспомогательные  величины  и .

 

.

 

м - радиус упругого изгиба трубопровода, соответствующий

рельефу дна траншеи.

 

.

 

По номограмме рис. 4.2 [4] для найденных значений  и  находим коэффициент .

Критическое усилие для криволинейных (выпуклых) участков трубопровода (4.30) и (4.31) [4]

 

МН,

 

 МН.

 

Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем условие (1.12)

 

МН<МН.

 

Условие устойчивости криволинейного участка выполняется.

 

 

 

2 Гидравлический расчёт трубопровода

 

 

2.1 Расчёт характеристик нефтепровода  и нефтеперекачивающих станций

 

Определяем  объёмный расход нефти, м³/с (секундный расход)

 

м³/с.

 

Площадь проходного сечения определяется по внутреннему диаметру трубопровода

 

 м².

 

Средняя скорость нефти 

 

м/с,

 

 

 

Число Рейнольдса при кинематической вязкости, м²/с    

 

    или   (2.1)

 

Так как Re=>Re_кр=2300, то режим течения нефти турбулентный.

По таблице 5.3(стр.134) [4] (данные А.Д. Альтшуля) выбираем значение абсолютной эквивалентной шероховатости для стальных сварных труб с незначительной коррозией после очистки или по ВНТП-2-86

 

k_э=0,1 мм,

 

k_э= k_э·10^-3=0,0001 м.

 

Относительная шероховатость труб, выраженная через  эквивалентную шероховатость

 

.

 

Далее определяем область (зону) гидравлического трения. Для этого вычисляем первое и  второе переходные числа Рейнольдса

 

 

 

 

 

Так как  Re₁ = 90000 <Re = 216474,282<Re₂ = 4500000, то течение нефти происходит в зоне смешанного трения, где для расчета коэффициента гидравлического трения λ используется формула Альтшуля (5.14) [4]             (если Re, лежит в других пределах, то нужно брать соответствующие формулы: Пуазейля, Блазиуса или Шифринсона)

 

 

 

 

Определяем  гидравлический уклон I = h/L из формулы Дарси-Вейсбаха

 

=0,003429.

 

_{или по приближенной формуле  Лейбензона (5.16) [4], в которой значения β и m выбирают по таблице 5.3 [4] для зоны смешанного трения}

 

 

 

_{Погрешность при использовании  одной общей формулы  Лейбензона для всех режимов течения}

 

 

 

_{Если  параллельно с  трубопроводом уложен лупинг диметром dлуп, то гидравлический уклон на сдвоенном участке определяют через гидравлический уклон и диаметр основной «нитки» трубопровода по формуле (5.20) [4] (лупинг – параллельный участок – применяемый для уменьшения гидравлического сопротивления трубы)}

 

i_луп = ωi,                                              (2.4)

 

_{где расчетный коэффициент  ω равен}

 

.

 

_{Если  dлуп = d, то при ламинарном течении (m=1) ω = 0,5; при турбулентном течении в зоне гидравлически гладких труб (m=0,25) ω = 0,297; в зоне смешанного течения (m=0,123) ω = 0,272 и в зоне квадратичного течения (m=0) ω = 0,25 [4].}

_{Действительно, в зоне смешанного трения при m = 0,123}

 

 

 

  _{и гидравлический  уклон iлуп = ω·i = 0,0013.}

_{Общий расход на сдвоенном  участке равен  сумме расходов в  основном трубопроводе и в лупинге  Q = Qлуп + Qм, где Qлуп – расход в лупинге}

 

,

 

.

 

_{Расходы в ветвях получаются равными, так как диаметры ветвей одинаковые.}

_{В соответствии с «Нормами проектирования»  магистральные трубопроводы протяженность более 600 делится на эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Соответственно число эксплуатационных участков   Nэ = Lтр/(400..600). Поскольку длина трубопровода равна 678 км то принимаем Nэ =  2.}

_{Остаточный  напор в конце  эксплуатационного  участка, необходимый  для закачки нефти  в резервуары, выбирается из условия hост = 30 – 40 м.Принимаем hост = 35 м.}

_{Линейные  потери (на трение) напора на длине определяются по формуле Дарси-Вейсбаха}

 

м,

 

.

 

_{или через гидравлический уклон}

 

.

 

_{Погрешность применения формулы Лейбензона (2.11) для расчета i вместо формулы Дарси-Вейсбаха}

 

.

 

_{Потребный напор в трубопроводе без лупинга определяются по формуле (5.28) [4]}

 

(2.5)

 

_{где 1,02 – коэффициент, учитывающий  надбавку на местные  сопротивления в  линейной части нефтепровода (2% от потерь по длине).}

_{Расчетный напор одной станции  определяем с учетом внутристанционных  потерь hвн = 15 м по формуле}

 

,

 

_{где mмн – число магистральных насосов на одной станции, равно 3.}

_{В магистральном трубопроводе устанавливается  такой расход Q, при котором суммарный развиваемый основными и подпорными насосами напор равен полным потерям напора в трубопроводе}

 

n_oH_ст + N_эH_пн = H.

 

_{Из  этого уравнения  баланса напоров  определяется расчетное  число n0 насосных станций}

 

.

 

_{Расчетное число перекачивающих станций, как правильно, получается дробным. Оно может быть округлено как  в большую, так  и меньшую сторону  числа станций.}

_{Если  округлить число  НПС в меньшую  сторонуnст = 4, то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладной лупинга (дополнительного участка трубопровода, включенного параллельно основному).}

_{В результате уменьшения числа НПС уменьшается  их суммарный напор  на (n0-n)·Hст, который при соответствующей длине лупинга будет равен уменьшению потерь напора на длине лупинга за счет уменьшения скорости потока на параллельных участках 1,02·(i-iлуп)·Lлуп.}