Технологический расчет магистрального нефтепровода (стр. 2 из 5)

185,6<273,1 – условие (3.5.5) выполняется.

МПа> МПа – условие (3.5.4) не выполняется.

Так как проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается, то для обеспечения надежности трубопровода при деформациях необходимо увеличить минимальный радиус упругого изгиба, решая уравнение (3.5.9)

м.

Определяем эквивалентное осевое усилие в сечении трубопровода и площадь сечения металла трубы по формулам (3.5.11) и (3.5.12)

МН,

Определяем нагрузку от собственного веса металла трубы по формуле (3.5.17)

Н/м;

Определяем нагрузку от собственного веса изоляции по формуле (3.5.18)

Определяем нагрузку от веса нефти, находящегося в трубопроводе единичной длины по формуле (3.5.19)

Определяем нагрузку от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачивающей нефтью по формуле (3.5.16)

Определяем среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом по формуле (3.5.15)

Определяем сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле (3.5.14)

Определяем сопротивление вертикальным перемещения отрезка трубопровода единичной длины и осевой момент инерции по формулам (3.5.20), (3.5.21)

Определяем критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом по формуле (3.5.13)

Следовательно

МН

Определяем продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом по формуле (3.5.22)

Следовательно

МН.

Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству (3.5.10) обеспечена

15,97МН<17,64MH; 15,97<101,7MH.

Проверяем общую устойчивость криволинейных участков трубопроводов, выполненных с упругим изгибом. По формуле (3.5.25) вычисляем

По графику рисунок 3.5.1 находим

=22.

Определяем критическое усилие для криволинейных участков трубопровода по формулам (3.5.23), (3.5.24)

Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем условие (3.5.10)

Условие устойчивости криволинейных участков не выполнено. Поэтому необходимо увеличить минимальный радиус упруго изгиба

Откуда

4. Определение числа нефтеперекачивающих станций (НПС)

Определяем секундный расход нефти и ее среднюю скорость по формулам (3.6.1) и (3.6.2)

=1,57 м3/с;

Определяем режим течения

Так как Re>2300 режим течения жидкости турбулентный.

Определяем относительную шероховатость труб при

=0,05 мм (таблица 3.6.2) и первое переходное число Ренольдса по формуле (3.6.6)

Так как Re< Re1, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле из таблицы (3.6.1)

Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле (3.6.7)

Определяем полные потери в трубопроводе (3.6.8), приняв Нкп = 40 м. Так как L>600 м, то число эксплуатационных участков определяем по формуле (3.6.9)

Определяем расчетный напор одной станции по формуле (3.6.11)

м.

Расчетное число насосных станций определяем по формуле (3.6.13)

Если округлить число НПС в меньшую сторону (10 станции), то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга. Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение

и длину лупинга по формулам (3.6.15) и (3.6.14)

м.

5. Построение совмещенной характеристики магистрального нефтепровода и перекачивающих станций.

Построим совмещенную характеристику нефтепровода постоянного диаметра и нефтепровода, оборудованного с лупингом и нефтеперекачивающих станций. Результаты вычислений представлены в таблице 1. для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода в диапазоне от 4800 до 6000

с шагом 200 .

Таблица 1 – Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций.

РасходQ,	Напорнасосов		Характеристикатрубопровода		Характеристиканефтеперекачивающих станций
	Hм, м	Нп, м	с пост.диам.	с лупин-гом	20	27	28	29	30
4800	163,157	97,66	3169,865	2983,085	3458,47	4600,57	4763,73	4926,89	5090,048
5000	157,65	95,7	3399,068	3198,456	3344,4	4447,95	4605,6	4763,25	4920,9
5200	151,917	93,66	3635,252	3420,387	3225,67	4289,09	4441,01	4592,93	4744,848
5400	145,960	91,54	3878,350	3648,815	3102,28	4124,01	4269,97	4415,93	4561,892
5600	139,778	89,34	4128,296	3883,677	2974,24	3952,69	4092,47	4232,25	4372,032
5800	133,371	87,06	4385,028	4124,917	2841,55	3775,15	3908,52	4041,89	4175,268
6000	126,74	84,7	4648,487	4372,477	2704,2	3591,38	3718,12	3844,86	3971,6

График совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающей станции показан в приложении 1.

Точка пересечения характеристики нефтепровода с лупингом и нефтеперекачивающих станций (n=9) подтверждает правильность определения длины лупинга, так как Qм=Q=5660

.

При округлении числа НПС в большую сторону рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающей станции при n=10, m=3 рабочая точка переместиться в точку М2, а расход соответствует Q2=5708

. Если на каждой НПС отключить по одному насосу n=10, m=2, то рабочая точка переместиться в точку М1, а нефтепровод будет работать с производительностью Q1=4965 .

Так как выполняется условие Q1<Q<Q2, по формуле (3.6.17) рассчитываем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2

6. Расстановка станций по трассе магистрального нефтепровода

Рассмотрим расстановку станций на местности исходя из максимальной производительности нефтепровода при n=10 и Q2=5708

. Количество НПС на первом эксплуатационном участке примем равным 5 и на втором – 5.