Проблемы проектирования магистрального нефтепровода в условиях Крайнего севера – многолетнемерзлых грунтов

       – 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 w_o = 1,7 м/c, тогда

 м.

По значению D_o принимается ближайший стандартный наружный диаметр D_{н =}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 R^н₁ - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла трубы и сварных соединений, определяемое из условий работы, принято                              по сертификату на трубу из стали 09Г2ФБ, R^н₁=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;

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

- коэффициент, учитывающий двухосное  напряженное состояние металла  труб; при растягивающих продольных  напряжениях (s_пр ³ 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (s_пр < 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 ;

D_H – наружный диаметр трубы (см),  D_н=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 Dиз – 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;

С_р- 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 Q_ч=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;

h_п, h_м – соответственно напоры, развиваемые подпорным   и магистральным насосами;

m_м – число работающих магистральных насосов на  перекачивающей станции;

P_ДОП = 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 = 1,02h_t  + Dz + N_Э× h_{ост  ,}                                                                           (29)

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

Dz=z_К-z_Н  – разность геодезических отметок, м; Dz=0 м;

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

h_ост – остаточный напор в конце участка, h_ост =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.