книги / Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов

Рис. 1.4. Надземная прокладка отдельных участков магистральных трубопроводов:

I - Балочные системы: а - однопролетный трубопровод; б - многопролетный трубопровод в обычных грунтах; в - многопролетный трубопровод в земляных

призмах; г - трубопровод с П или Г-образным компенсатором.

И - Арочные системы: д - однотрубный переход по круговой или параболической форме очертания оси; е - треугольный; ж - трапецеидальный.

III Висячие системы: з - вантовый переход; и - гибкий переход; к - самонесущий переход

Рис. 1.5. Прокладка трубопровода в каналах или коллекторах

1 - трубопровод; 2 —лежка-опора; 3 - теплоизоляционные плиты

1.3. Выбор трассы магистрального трубопровода

Задача выбора трассы магистрального трубопровода в общем виде формулируется следующим образом: на местности рассматривается некоторая область G, включающая точки А и В, которые должны быть соединены трубопроводом (рис. 1.6). В каждой точке области определено значение критерия оптимальности (например, стоимость строительства трубопровода). В области G существует множество различных путей, соединяющих точки А и В. Каждому пути соответствует определенное значение критерия оптимальности W. Требуется из существующих путей выбрать путь с экстремальным значением критерия (т. е. в нашем случае с наименьшей стоимостью строительства трубопровода).

Область (#, в которой осуществляется поиск оптимальной трассы, называется иногда областью развития линии трубопровода. Она должна быть такой, чтобы в ней обязательно находилась оптимальная трасса, а за ее пределами любая трасса была заведомо худшей. Кроме того, размеры области должны быть минимально необходимыми для уменьшения объема исходной информации.

Как показывает опыт проектирования и строительства трубопроводов, фактическая длина магистрального трубопровода, как правило, больше длины геодезической прямой, соединяющей начальную и конечную точки трассы, так как при трассировании линии трубопровода необходимо обходить различные препятствия. Отклонение от прямой будет тем значительней, чем больше встречается препятствий и чем выше стоимость их преодоления. Отклонение характеризуется коэффициентом развития линии трубопровода [114]:

kp = L0 /e,

( 1.1)

Если задан максимальный коэффициент развития линии трубопровода крпизх для рассматриваемого района прохождения трассы, то тем самым вводится жесткое ограничение на положение границы области прокладки

(1.3)

Все возможные трассы, удовлетворяющие этому условию, должны быть заключены внутри кривой линии, каждая точка которой удалена от начального и конечного пунктов трубопровода на расстояния, дающие в сумме кр£ Такой кривой является эллипс с текущими координатами Е, К, М, N, О и фокусами в точках А и В (рис. 1.6), малая ось которого

(1.4)

Из определенной таким образом теоретической области поиска необходимо исключить заведомо неоптимальные и запретные зоны (рис. 1.6, зоны заштрихованы).

1.4. Технологический расчет магистрального нефтепровода

Цель расчета:

1.определить диаметр трубопровода, выбрать насосное оборудование, рассчитать толщину стенки трубопровода, определить число нефтеперекачивающих станций (НПС);

2.произвести расстановку НПС по трассе нефтепровода;

3.рассчитать эксплуатационные режимы нефтепровода.

Основными исходные данными для технологического расчета нефтепровода являются:

•годовая производительность нефтепровода G> (млн. т /год);

•свойства транспортируемой нефти (плотность, вязкость, давление насыщенных паров и др);

•сжатый профиль трассы нефтепровода;

•данные о температуре грунта на глубине заложения нефтепровода;

•характеристики труб и насосного оборудования;

•технико-экономические показатели сооружения и эксплуатации линейной части нефтепровода и нефтеперекачивающих станций.

1.4.1. Определение диаметра трубопровода, выбор насосного оборудования, расчет толщины стенки трубопровода,определение числа нефтеперекачивающих станций (НПС)

Расчетная температура транспортируемой нефти, принимается равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в фунт. В первом приближении допускается расчетную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Для трубопровода большой протяженности трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае можно записать

	j	i i	i	т,		(1.5)
	L	1=1
где	L - протяженность		нефтепровода;		длина /-го	участка с
относительно одинаковой температурой 7); п - число участков.
Расчетная плотность при температуре Т=ТРопределяется по формуле
	Рт ~ Р293 + £			(293-7’)		(1.6)
где р 29з -	плотность нефти при 293К, кг/м3;
£= 1,825 - 0,001315 70293		- температурная поправка, кг/(м3*К).

Расчетная кинематическая вязкость нефти определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей:

	• формула Вальтера (ASTM)
	lglg(vT +0$)=A„+Bv lgT	(1.7)
где	vT - кинематическая вязкость нефти, мм2/с; Av и В„- постоянные
коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости V\ и VI		при двух

температурах Т \и Т 2

lg( V2+о$)

te

lg(v\+0»)_

Л =tetefV| +o$)-BigTx

lgT2 -IgT I

• формула Филонова-Рейнольдса

VT =*'1 exp[-“-{T-Ti)]

( 1.8)

lnvx-ln v7		1	f Vi
и=---- *--------	=	---------Т2 -Т,	in—
T2	- T x		v2

Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода NP определяется с учетом затрат времени на техническое обслуживание, ремонт и ликвидацию повреждений и принимается равным /Vp=350 суток в течение года [105].

Расчетная часовая производительность нефтепровода (м3/ч) при р=рт определяется по формуле:

где Gp - годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год; кнп ~ коэффициент неравномерности перекачки, величина которого принимается равной:

•для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему Л>ш=1,05;

•однониточных нефтепроводов, подающих нефть к нефтеперераба­ тывающему заводу, а также однониточных нефтепроводов, соединяющих систему кнп=1,07;

•однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов £лл=1,10.

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле

(1.10)

где w0 - рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки (м/с), определяемая из графика (рис. 1.7).

По значению D0 принимается ближайший стандартный наружный диаметр Д,. Значение Д, можно также определять по табл. 1.3.

Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, подбирается основное оборудование перекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы). Основные характеристики насосов приведены в табл. 1.4 и табл. 1.5.

Q ----------

* м3/*

Рис. 1.7. Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от производительности нефтепровода

Таблица 1.3

Параметры магистральных нефтепроводов [105]

Производительность		Наружный	Рабочее давление
Gr, млн.т./год		диаметр D„, мм	р, МПа
0 ,7 -1 ,2		219	8,8 -9,8
1,1	- 1,8	273	7,4 -8,3
1,6-2,4		325	6,6 - 7,4
2,2	-3 ,4	377	5,4 -6,4
3,2 -4,4		426	5,4 -6,4
4,0	-9 ,0	530	5,3-6,1
7,0	-13,0	630	5,1 -5 ,5
11,0-19,0		720	5,6-6,1
15,0-27,0		820	5,5 -5,9
23,0 - 50,0		1020	5,3 -5,9
41,0-78,0		1220	5,1 -5,5

По напорным характеристикам насосов [139] вычисляется рабочее

давление (МПа):
P=P-g-(h„+mu -hM )-W * </>*,„	(1.11)
где g - ускорение свободного падения, м/с2; hn, hM-	соответственно

напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при расчетной

производительности нефтепровода, м; тм - число работающих магистральных насосов на нефтеперекачивающей станции; рдоп - допустимое давление НПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры, МПа.

Таблица 1.4

Основные параметры магистральных насосов серии НМ [139]______

Марка насоса

НМ 125-550 НМ 180-500 НМ 250-475 НМ 360-460 НМ 500-300 НМ 710-280

НМ 1250-260

НМ 2500-230

НМ 3600-230

НМ 7000-210

НМ 10000-210,

		Диапазон	Номинальные параметры
					Допус­
		изменения
	Ротор		Подача,		тимый	К.П.Д.,
		подачи насоса,		Напор, м
					кавита­
		м3/ч	м3/ч		ционный	%
					запас, м	74
	1,0 в н	90 -155	125	550	4
	1,00*	135-220	180	500	4	74
	1,00*	200 -330	250	475	4	80
	1 ,0 о *	225 - 370	360	460	4,5	80
	1,0О я	350-550	500	300	4,5	80
	1,0О *	450 - 800	710	280	6	80
	0,70*	6 5 0 - 1150	900	260	16	82
	1,0 о *	820-1320	1250		20	82
	1,250*	1100-1800	1565		30	80
	0,5О *	900-2100	1250		24	80
	0,7О *	1300-2500	1800	230	26	82
	1,0О *	1700-2900	2500		32	85
	1,250*	2400-3300	3150		48	85
	0,5О *	1300-2600	1800		33	82
	0,7О *	1600-2900	2500	230	37	85
	1,00*	2700-3900	3600		40	87
	1,250*	3600 - 5000	4500		45	84
	0,50*	2600-4800	3500		50	80
	0,7О *	3500 - 5400	5000	О! л	50	84
	1,00*	4500 - 8000	7000	L1U	60	89
	1,250*	7000 - 9500	8750		70	88
	0,5О*	4000 - 6500	5000		42	80
	0,70*	5500 - 8000	7000	01 п	50	85
	1,00*	8000 -11000	10000	L IU	70	84
	U 5 0 *	10000-13000	12500		80	88

Основные параметры подпорных насосов серии НПВ Г139]

			Номинальные параметры
	Диапазон			Допус­
	изменения
Марка насоса		Подача,		тимый	КЛ.Д.,
	подачи насоса,
			Напор, м	кавита­
	м3/ч	м3/ч			%
				ционный
				запас, м
НПВ 150-60	90 -175	150	60	3,0	71
НПВ 300-60	120-330	300	60	4,0	75
НПВ 600-60	300-700	600	60	4,0 _	77
НПВ 1250-60	620-1550	1250	60	2,2	77
НПВ. 2500-80	1350-3000	2500	80	3,2	82
НПВ 3600-90	1800-4300	3600	90	4,8	85
НПВ 5000-120	2700-6000	5000	120	5,0	85

Для ряда насосов от НМ 125-550 до НМ 360-460 включительно предполагается последовательное соединение трех насосов по схеме: два работающих плюс один резервный. Насосы с номинальной подачей от 500 м3/ч и более соединяются последовательно по схеме - три работающих плюс один резервный.

Напорная характеристика центробежных насосов магистральных нефтепроводов (зависимость напора Н от производительности Q) имеет вид полого падающей кривой. Рабочая область этой характеристики достаточно хорошо аппроксимируется выражениями, в зависимости от требуемой степени точности [136]:

	H = a - b Q 2	(1.12)
или	H = a0 +axQ +a2Q2	(1.13)

где а, 6, д0, а \, а г - постоянные коэффициенты.

Значения коэффициентов уравнений (1.12) и (1.13) приведены в приложениях Е и Ж.

Расчетный напор НПС принимается равным Нсг^тмкм. Если условие (1.11) не выполняется, то рабочее давление принимается равным рдоп, а расчетный напор НПС равным

/ / с г= ^ £ 2 —hn .	(1.14)
P g
Напор перекачивающей станции может быть снижен	применением

уменьшенных по наружному диаметру рабочих колес магистральных насосов либо сменных роторов на пониженную подачу. Уменьшение расчетного напора в необходимых случаях может быть достигнуто также обточкой рабочих колес по наружному диаметру. При этом коэффициент обточки, равный отношению

уменьшенного D2y и заводского D2 наружных диаметров рабочего колеса насоса, определяется по формуле:

_Р гу _ \^м		-i	(1.15)
хобт	V	ам
&2

где hM - требуемый напор, развиваемый магистральным насосом после обточки рабочего колеса; ам, Ъм - коэффициенты уравнения (1.12) напорной характеристики магистрального насоса с соответствующим рабочим колесом диаметра D2, приведенные в приложении Е.

Для принятого стандартного диаметра Д, вычисляется толщина стенки трубопровода

5 пР P d „

(1.16)

2 (R ,+ np p ) ’

где р - рабочее давление в трубопроводе, МПа; пР - коэффициент надежности по нагрузке; R\ - расчетное сопротивление металла трубы, МПа, равное:

/у -

(1.17)

к\ К

У?" - нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа ( /?" = сгв); т - коэффициент условий работы; kj - коэффициент надежности по материалу; к„ —коэффициент надежности по назначению;

Коэффициенты пр, т, kj, и ки определяются по СНиП 2.05.06-85*

[114].

Вычисленное значение толщины стенки трубопровода 5 округляется в большую сторону до стандартной величины 5„ из рассматриваемого сортамента труб (приложение Г).

Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле	(1.18)
Dm = А ,- 25».

Гидравлический расчет нефтепровода выполняется для найденного значения внутреннего. диаметра DeH. Результатом гидравлического расчета является определение потерь напора в трубопроводе.

При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу ЦаПор, разви­ ваемый насосами перекачивающих станций, расходуется на трений //г (с учетом местных сопротивлений), статического сопротивления из-за разности геодезических (высотных) отметок Az, а также создания требуемого остаточ­ ного напора в конце каждого эксплуатационного участка трубопровода И0ст• Слагаемое Лгзависит от скорости течения нефти в трубопроводе.

Средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле: