Проблемы проектирования магистрального нефтепровода в условиях Крайнего севера – многолетнемерзлых грунтов

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 27 Мая 2013 в 10:01, дипломная работа

Описание работы

Главной особенностью строительства трубопроводов является разнообразие природно-климатических и гидрологических характеристик местности вдоль трассы, что требует конструктивных и технологических решений при прокладке линейной части трубопроводов.
Нефтепровод «Ванкорское месторождение – НПС Пурпе» будет подпитывать нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» принадлежащий системам транспорта нефти «Транснефти». Далее по нефтепроводу «ВСТО» нефть будет транспортироваться в Китай.

Файлы: 1 файл

1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ.doc

— 1.82 Мб (Скачать файл)

       – расчетная плотность. 

Определим расчетную плотность при температуре перекачки:

,                                                  (3)

где r293 – плотность нефти при 293К, кг/м3 [1];

x – температурная поправка, рассчитываемая по формуле:

x=1,825 – 0,001315×r293;                                                   (4)

x=1,825 – 0,001315 × 884,6 = 0,6662 кг/(м3∙К);

, кг/м3.

 Тогда расчетная  часовая пропускная способность  нефтепровода

Q , м3/ч:.

 Согласно рисунку 1 принимаем wo = 1,7 м/c, тогда

 м.

По значению Do принимается ближайший стандартный наружный диаметр Dн =820 мм [1].

1.5 Конструктивная характеристика  нефтепровода

 

В соответствии с требованиями [2] магистральный  нефтепровод «Ванкор – НПС  «Пурпе» отнесен ко 2 классу и III категории  трубопроводов. Согласно [2] категория  нефтепровода, прокладываемого по территории распространения вечномерзлых грунтов, имеющих при оттаивании относительную осадку свыше 0,1м  повышается до II категории.

Ввиду наличия  по трассе нефтепровода многолетнемерзлых  грунтов,

имеющих сплошное распространение от 0 км до 216 км  принята надземная прокладка, на остальной части трассы до 543 км нефтепровод прокладывается подземно с применением защитных мероприятий от растепления при пересечении островных участков мерзлоты.

Надземный участок  нефтепровода (0 км - 216 км) проектируется с компенсацией продольных деформаций и прокладывается на опорах, обеспечивающих перемещение по ним трубопровода при изменении температуры и давления. Схема компенсатора с расстановкой подвижных и неподвижных опор приведена на рисунке 2.


 

 

 

 

 

 

Рисунок  2 -  Схема компенсатора

Для наиболее сложных  участков подземной прокладки нефтепровода, на таких как переходы через водные преграды, переходы через автомобильные  и железные дороги, а также прокладки  в многолетнемерзлых грунтах  предлагается принять трубы производства EUROPIPE (Германия) 820 ´ 14 из стали Х65 и Х70, изготавливаемые по стандарту API SL с уровнем технической характеристики продукции PSL 2.7 [5].

Проверка прочности  и устойчивости надземных участков трубопровода   проводится согласно [2] проводится из условия:

,                                                                       (5)

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

R1  – расчетное сопротивление.

                                                                        (6)

где Rн1 - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла трубы и сварных соединений, определяемое из условий работы, принято                              по сертификату на трубу из стали 09Г2ФБ, Rн1=550 МПа;

m0 – коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый m= 0,75для трубопроводов I и II категории;

k1 – коэффициент надежности по материалу, k1=1,34 для стальных             прямошовных сварных труб;

kн - коэффициент надежности по назначению трубопровода зависящий от его диаметра, kн=1,0 ( D≤1000мм);

- коэффициент, учитывающий двухосное  напряженное состояние металла  труб; при растягивающих продольных  напряжениях (sпр ³ 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (sпр < 0), расчитываемых по формуле:

,                                                      (7)

где - кольцевые напряжения в трубопроводе.

  ,                                                                       (8)

где n – коэффициент надежности по нагрузке: n=1,15 для нефтепродуктов, работающих по системе из насоса в насос.

   ,                                                                (9)

где  р – рабочее давление ( МПа),   р = 7 МПа ;

DH – наружный диаметр трубы (см),  Dн=820 мм;

R1 – расчетное сопротивление растяжению металла трубы (МПа),      определяемое по формуле (6);

- коэффициент, учитывающий двухосное  напряженное состояние труб вычисляется  по формуле:

    ,                                         (10)

где - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа, определяемое от       расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений.

Согласно формуле (6) определим расчетное сопротивление  металла трубы:

R1= =307,84 МПа.

Определяем  толщину стенки по формуле (9) при  =1:

мм;

Принимаем по сортаменту ближайшую большую номинальную  толщину стенки = 11 мм.

Продольные осевые напряжения определяются по формуле:

,                                                   (11)

где – коэффициент линейного расширения металла, =1,2×10-5 1/°С [1];

  – модуль Юнга, МПа, для  стали   =2,06×105 МПа [1];

 – расчетные перепады температур, определяются по формулам:

 

,                                                             (12)

,                                                             (13)

где      – коэффициент Пуассона, = 0,3 [1];

 – внутренний диаметр трубопровода.

                                             (14)

Рассчитываем температурные перепады:

 °С.

Определяем  продольные осевые напряжения от расчетных  нагрузок и воздействий:

 МПа;

 МПа.

Определяем  для сжимающих продольных напряжений ( <0) по формуле (10):

.

Уточняем значение :

 мм.

Расчетная толщина  стенки не должна быть больше номинальной, условие выполняется, т.к.  10,25мм< 11мм.

 Определим  кольцевые напряжения:

Тогда коэффициент  учитывающий двухосное напряжение по формуле (7):

Условие прочности  выполняется т.к 

303.8≤307.84 МПа.

Проведем гидравлический расчет данного нефтепровода, как изотермического трубопровод. Изотермичность трубопровода  можно обеспечить, применяя системы для поддержания постоянной температуры нефти на всем участке, независимо от способа прокладки, и теплоизоляцией [3].

1.6 Определение толщины тепловой изоляции надземной части нефтепровода

 

Для надземных  трубопроводов толщина тепловой изоляции может быть определена из условия предотвращения замораживания  нефтепродукта[1] по формуле:

                             (15)

где з – диаметр трубопровода с изоляцией;

Dн- наружный диаметр трубопровода;

Тср – средняя температура перекачиваемой жидкости;

T0 – температура окружающей среды,T0 = 228 К;

-допускаемое падение темп-ры  в надземном участке длиной ;

Q – объемный расход нефтепродукта, м/с;

Ср- удельная теплоемкость нефтепродукта, среднее 2100 Дж/(кг·К);

- длина надземного участка  216 км;

- коэффициент теплопроводности  ППУ 0,0285 Вт/(м·К);

- коэффициент теплоотдачи [4].

Коэффициент теплоотдачи  вычисляется по следующей формуле:

                                                    (16)

где С и n – величина, которых зависит от Reвозд ( таблица 3);

      - коэффициент теплопроводности воздуха, = 0,028 Вт/(м·К);

       Re – число Рейнольдса для воздуха [1].

 

Таблица 3 - Зависимость коэффициентов  С и n от Reвозд

Reвозд

C

n

1

2

3

5-80

0,810

0,4

80-5·103

0,625

0,46

5·103-5·104

0,970

0,6

Более 5·104

0,023

0,8


где wв –скорость ветра, принимаем равной wв=2,5 м/с;

- кинемат. вязкость воздуха  при T=308 К, = 9,8·10-6 м2/с.

Тогда,

       Подставляем в  формулу (15) формулу  (16),тогда:

       Тогда,

       Округляем до стандартного  значения, т.е  Dиз = 10 см .

1.7 Гидравлический расчет  нефтепровода

 

Выполним расчет магистрального нефтепровода.

Расчетная плотность  определяется при температуре перекачки  и составляет:

Расчетная кинематическая вязкость определяется по следующей  формуле

                                               (17)

 

где  - кинематическая вязкость нефти, мм2/с;

- постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям  при двух температурах Т1 и Т2 .

                                  (18)

 

отсюда

Выбор  насосного  оборудования нефтеперекачивающих  станций производится исходя из часовой  производительности нефтепровода Qч=2715 м3/ч.

Для рассматриваемого случая  рекомендуется установить 3 рабочих и

один резервный  магистральный насос марки  НМ 2500 -230, D =415, один рабочий и один резервный подпорный насос марки НПВ 2500-90.

Напор, создаваемый магистральным  насосом МН (D2=415 мм):

                                    (19)

Напор, создаваемый подпорным  насосом НВП (D2=610 мм):

                                     (20)

Определим рабочее давление при условии, что на станции работают три магистральных насоса соединенных  последовательно.

                                        (21)

где  g – ускорение свободного падения;

hп, hм – соответственно напоры, развиваемые подпорным   и магистральным насосами;

mм – число работающих магистральных насосов на  перекачивающей станции;

PДОП = 6,4 МПа – допустимое давление ПС.

Тогда,      

.

Условие выполняется.

Вычисляем среднюю скорость течения нефти:

                   (22)

                                     

Определяем  значение числа Рейнольдса по формуле:

                                         (23)

 

По формулам (24,25) вычисляем  значения переходных чисел Рейнольдса:

                                               (24), (25)

 

где  k – эквивалентный коэффициент шероховатости.

Так как полученное значение числа Рейнольдса  Re < Re1, следовательно, режим течения нефти турбулентный в зоне гидравлически гладких труб.

Коэффициент гидравлического  сопротивления определим по формуле  Блазиуса:

                                                           (26)

Потери напора на трение определяем по формуле Дарси-Вейсбаха:

                                                                    (27)

Определяем  величину гидравлического уклона:

                                                       (28)

Суммарные потери напора в трубопроводе составляют:

H = 1,02ht  + Dz + NЭ× hост  ,                                                                           (29)

где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;

Dz=zК-zН  – разность геодезических отметок, м; Dz=0 м;

NЭ – число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400…600 км), NЭ=2 ;

hост – остаточный напор в конце участка, hост =40 м.

Суммарные потери напора:   

Необходимое число  нефтеперекачивающих станций для  условий обеспечения расчетной  производительности нефтепровода на основании  уравнение баланса (30) напоров определим  по формуле (31):

                                                 (30)

                                                              (31)

.

Т.к n0 не может быть дробным числом, то округляем его до целого числа.

Рассмотрим вариант  округления числа НПС в меньшую сторону. В этом случае при (n<n0)  напора станций недостаточно, следовательно, для обеспечения плановой производительности необходимо уменьшить гидравлическое сопротивление трубопровода прокладкой  дополнительного лупинга.

Информация о работе Проблемы проектирования магистрального нефтепровода в условиях Крайнего севера – многолетнемерзлых грунтов