2 Определение напряжений в газопроводе

Трубопровод, уложенный в грунт, находится под воздействием внешних сил. Эти силы вызывают сложные напряжения в теле трубы и стыковых соединениях.

В результате действия внутреннего давления в теле трубы возникают следующие главные нормальные напряжения: _a  продольное, _  кольцевое, _r  радиальное (рисунок 3).

Рисунок 3 - Напряжения в теле трубы

2.1 Определяется радиальное напряжение, обусловленное внутренним давлением, равное ему по величине и противоположное по направлению

_r = – p, МПа

_r = – 7,5 МПа

2.2 Определяется по формуле Мариотта кольцевое напряжение, возникающее в трубе под действием внутреннего и внешнего давлений.

_ = (p·d)/2·, МПа,

где d – внутренний диаметр труб, м

d = D – 2· = 1,02 – 2·0,0123 = 0,9954 м

_ = (7,5·0,9954)/2·0,0123 = 303,48 МПа

2.3 Определяется продольное напряжение, возникающее от внутреннего давления

_ар = · (p·d)/2·, МПа,

где  – коэффициент Пуассона (коэффициент поперечного сужения при продольном растяжении). Для стали  = 0,3 ([58], стр. 199).

_ар = 0,3·(7,5·0,9954)/2·0,0123 = 91,04 МПа

2.4 Определяется по формуле Гука продольное напряжение, возникающее вследствие изменения температуры трубопровода

_аt = ·E·(T₂ - Т₁), МПа,

где  – коэффициент линейного расширения металла, град.^-1. Для стали  = 12·10^-6 град.^-1 ([58], стр.199);

Е – модуль упругости материала трубы при растяжении, сжатии и изгибе трубы (модуль Юнга), МПа. Для стали Е = 2,1·10⁵ МПа ([58], стр. 199);

Т₁ – наименьшая температура грунта на глубине укладки трубы, К; Т₁ = 5°С = 278 К (см. условие);

Т₂ – температура воздуха во время укладки трубопровода в траншею, К; Т₂ = 16°С = 289 К (см. условие)

_аt = 12·10^-6 ·2,1·10⁵·(289 – 278) = 27,72 МПа

2.5 Определяются продольные напряжения, появляющиеся в трубе при ее холодном упругом изгибе, который является следствием неровностей рельефа

_аи = (Е·D) / (2·_и, МПа,

где _и – радиус изгиба трубы, м. В соответствии со СН и П III - 42.80* радиус изгиба трубы равен не менее 1000·D_у, где D_у – условный диаметр трубопровода. Радиус изгиба проектируемого газопровода _и = 1000 м (см. условие)

_аи = (2,1·10⁵·1,020) / (2·1000 = 107,10 МПа

3 Проверка прочности газопровода при эксплуатации

При эксплуатации газопровода совместное действие внутреннего давления и изгибающих усилий может вызвать гораздо большие суммарные напряжения в продольном направлении трубы, чем в момент испытаний. Уязвимым местом газопровода в этом случае могут оказаться поперечные сварные швы. Прочность поперечных сварных швов в наиболее тяжелый период эксплуатации проверяют из условия, что суммарная продольная нагрузка должна быть меньше расчетного сопротивления трубы R₁ (так называемой несущей способности трубы).

(· p·d)/2·· n_р + ·E·(T₂ - Т₁) ·n_t + Е·D /(2·_и·n_и ≤ R₁,

где n_р, n_t, n_и  коэффициенты перегрузки, которые при учете совместного действия могут быть приняты равными единице.

Тогда

_ар + _аt + _аи ≤ R₁

91,04 + 27,72 + 107,10 ≤ 377,40

225,86 < 377,40

Прочность трубопровода при эксплуатации обеспечена.

РГР 8

РАСЧЕТ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА

Рассчитать резервуарный парк промежуточной перекачивающей станции, расположенной при соединении магистральных нефтепроводов. Годовая пропускная способность магистрального нефтепровода G_г = 14 млн. т в год нефти плотностью  = 852 кг/м³.

Целью расчета является расчет проектной вместимости резервуарного парка, обоснование выбора резервуаров, определение коэффициента оборачиваемости резервуаров, расчет обвалования резервуаров, расчет габаритов резервуарного парка.

1 Расчет вместимости резервуарного парка

Резервуарный парк перекачивающей станции – один из основных ее технологических объектов, предназначенный для выполнения технологических операций приема, хранения и откачки нефти или нефтепродуктов при различных гидравлических режимах работы отдельных участков нефтепровода или нефтепродуктопровода, налива нефти или нефтепродуктов в железнодорожные цистерны на наливных эстакадах, для учета хранимых и транспортируемых нефтей или нефтепродуктов, раскладки и исправления технологических смесей, образующихся в результате смешения при перекачке различных сортов нефтепродуктов по одному трубопроводу, а также для создания определенного запаса нефти или нефтепродуктов на головных перекачивающих станциях и наливных пунктах. На промежуточных перекачивающих станциях, производящих перевалку нефти и нефтепродуктов на другие виды транспорта, резервуарные парки выполняют роль буферных емкостей и предназначены для компенсации неравномерности подачи нефти или нефтепродукта перекачивающими станциями в любой момент.

При кратковременных плановых или аварийных остановках одной из промежуточных перекачивающих станций нефть или нефтепродукт поступает в резервуарный парк этой станции, а следующая станция продолжает работать за счет нефти или нефтепродукта, имеющегося в ее резервуарном парке.

Вместимость резервуарных парков зависит от назначения перекачивающей станции. Так, резервуарные парки головных перекачивающих станций проектируют с таким расчетом, чтобы обеспечить прием нефти или нефтепродуктов по сортам (при последовательной перекачке), оптимальный запас (объем партии) отдельных нефтей или нефтепродуктов и бесперебойную работу нефтепровода или нефтепродуктопровода. На промежуточных перекачивающих станциях вместимость резервуарного парка зависит от технологических особенностей и функции каждой перекачивающей станции.

В любом случае при назначении суммарной вместимости резервуарных парков перекачивающих станций руководствуются «Нормами технологического проектирования и технико-экономических показателей магистральных нефтепродуктопроводов и нефтепроводов».

Проектная вместимость резервуарного парка перекачивающей станции

V_п = (G_сут·k)/(·), м³,

где

Gсут

-

массовая суточная пропускная способность нефтепровода, кг/сут;

G_сут = G_г / 350, кг/сут.

где	Gг	–	массовая годовая пропускная способность нефтепровода, кг/год. Это максимальное количество нефти, которое может быть перекачано по нефтепроводу при экономически оптимальном использовании принятых расчетных параметров и установившемся режиме. Годовая пропускная способность проектируемого магистрального нефтепровода Gг = 14 млн. т в год = 14·109 кг/год (см. условие);
	350	–	расчетное число суток непрерывной работы магистрального нефтепровода в год;
		–	плотность нефти, кг/ м3.  = 852 кг/ м3 (см. условие);
		–	коэффициент использования вместимости резервуаров, который определяет отношение полезной вместимости резервуаров к его полной вместимости. Для вновь сооруженных резервуаров рекомендуется  = 0,95;
	k	–	коэффициент запаса. Вместимость резервуарного парка промежуточной перекачивающей станции, служащей пунктом разветвления или соединения магистральных нефтепроводов, должна быть равна суточному-полуторасуточному объему перекачки, т.е. k = 1,0÷1,5 ([6], стр.19). Выбирается k = 1,2

V_п = V_п = (G_г·k)/(350··) = (14·10⁹·1,2)/(350·852·0,95) = 59303,19 м³

2 Обоснование выбора резервуаров

По проектной вместимости V_п подбирают строительный объем резервуарного парка для нефти V_с, который обычно больше проектного объема (вместимости). Резервуары сооружаются только определенных типоразмеров, поэтому трудно точно подобрать, чтобы V_п =V_с. Кроме того, в строительный объем входят кроме объема резервуаров для долговременного хранения нефтепродуктов объем резервуаров-мерников, «нулевых» резервуаров.

При выборе типа и числа резервуаров для хранения нефти учитывают следующие рекомендации.

1. Для одного сорта нефти предусматривается не менее двух резервуаров в целях возможности совмещения операций по приему и отпуску данного сорта и проведение отстоя нефти от воды. Если операции по приему и отпуску проводят непрерывно (обычно на нефтебазах) и не предусматривается учет количества нефти счетчиками, то необходимо предусматривать не менее трех резервуаров для проведения замеров и определения количества нефти.

2. Резервуары должны быть по возможности однотипными, т.к. это снижает расходы по их монтажу и эксплуатации. Как правило, стремятся устанавливать меньшее число резервуаров большей вместимости, что снижает расход металла на единицу вместимости, уменьшает площадь резервуарного парка, длину трубопроводов и обвалования.

3. Расход металла и других материалов на сооружение резервуаров должен быть минимальным.

4. Потери нефти от испарения должны быть минимальными. Это достигается при хранении в резервуарах обычных конструкций с максимальным заполнением резервуаров (V_с = V_п, стремятся, чтобы разность V_с – V_п была минимальной), а также применением резервуаров специальных конструкций: с плавающей крышей, понтоном, повышенного давления.

Установка одного резервуара на каждый сорт нефти допускается только в следующих случаях:

• когда операции по приему и отпуску одного сорта можно не совмещать;

• если учет приема и отпуска не требует замеров объема нефти в резервуаре;

• при годовом коэффициенте оборачиваемости резервуара менее 3;

• при использовании резервуара в качестве промежуточной емкости без замера в нем объема нефти.

Для обоснованного выбора резервуаров сравнивают не менее трех типов резервуаров. Для хранения 59303,19 м³ нефти предлагаются для сравнения вертикальные цилиндрические резервуары для нефти и нефтепродуктов (без понтона) РВС – 10000, РВС – 15000, РВС – 20000 ([22], стр.326-327, таблица 6.25).

Результаты расчетов сводят в таблицу.

Таблица 4 - Расчетные данные резервуарного парка

Проектная вместимость резервуаров Vп, м3	Тип резервуаров	Полезная (геометрическая) вместимость одного резервуара V, м3	Расчетное число резервуаров n' = Vп/(V·)	Число установленных резервуаров (округлено в большую сторону) n	Строи- тельная вместимость (объем) резервуарного парка Vс = n·V·, м3	Масса одного резервуара G, т	Масса установленных резервуаров (общий расход металла) Gобщ = n·G, т	Газовое пространство Vс – Vг, м3
59303,19	РВС-10000	10950	5,70	6	62415,0	200,34	1202,04	3111,81
59303,19	РВС-15000	14900	4,19	5	70775,0	268,52	1342,60	11471,81
59303,19	РВС-20000	19450	3,21	4	73910,0	353,81	1415,24	14606,81

На основании таблицы 4 делается вывод о том, что с учетом выше приведенных рекомендаций целесообразно выбрать для хранения нефти 6 РВС-10000.

1. Предусматривается 6 резервуаров, что дает возможность совмещения операций по приему и отпуску нефти. Таким образом, обеспечивается необходимая оперативность ПС при заданных условиях эксплуатации и возможность своевременного ремонта резервуаров.

2. Резервуары однотипные, что позволит снизить расходы по их монтажу и эксплуатации. Однотипность резервуаров позволит уменьшить количество запасного оборудования, облегчит эксплуатацию и ремонт.

3. Расход металла на сооружение 6 резервуаров РВС-10000 минимальный (см. таблицу 4).

4. Потери нефти от испарения минимальные при хранении в РВС-10000. Это достигается при хранении в резервуарах обычных конструкций (без понтона) с максимальным заполнением резервуаров. Так как на практике невозможно точно подобрать, чтобы строительная вместимость была равна проектной (то есть V_с = V_п), то стремятся, чтобы разность V_с – V_п была минимальной. Для РВС-10000 эта разность (то есть газовое пространство) минимальна (см. таблицу 4). Установлено, что чем меньше газовое пространство резервуара, тем меньше потери нефти от испарения.

Таблица 5 - Технико-экономические показатели резервуара РВС-3000

([22], стр.326-327, таблица 6.25)

Показатели	Величина
Номинальная вместимость резервуара, м3	10000
Снеговая нагрузка, кгс/ м2	до 100
Ветровая нагрузка, кгс/ м2	до 45
Полезная (геометрическая) вместимость, м3	10950
Диаметр резервуара, м	34,2
Высота стенки резервуара, м	11,92

Продолжение таблицы 5

Показатели	Величина
Толщина стенки по поясам, мм: I II III IV V VI VII VIII	13 11 10 8 8 8 8 8
Толщина днища, мм	5
Масса, т: днища	41,70
стенки	94,26
покрытия	48,72
общая резервуара	200,34
Номер типового проекта	704-1-58

3 Определение коэффициента оборачиваемости

резервуаров

Общая вместимость резервуарного парка перекачивающей станции для каждого сорта нефти равна части годовой пропускной способности магистрального нефтепровода. Отношение пропускной способности магистрального нефтепровода по рассматриваемой нефти к вместимости установленных резервуаров называется среднегодовым коэффициентом оборачиваемости резервуаров.

Определяется коэффициент оборачиваемости

К_о = G_г/(ρ·V_с),

где	Gг	-	годовая пропускная способность магистрального нефтепровода, кг/год. Gг = 14 млн. т в год = 14·109 кг/год (см. условие);
	Vс	-	суммарная вместимость установленных резервуаров (строительный объем), м3. Vс = 62415,0 м3 (см. таблицу 4)

К_о = 14·10⁹/(852·62415,0) = 263,27

Определяется средняя продолжительность одного оборота (запас), которая включает время наполнения резервуара нефтью, хранения нефти в резервуаре, опорожнения резервуара, простаивания резервуара с минимальным остатком до следующего налива, обусловленным конструктивными особенностями узла приемно-раздаточного патрубка (ПРП), – «мертвым остатком».

Т_о = /К_о, сут.,

где



-

число суток в расчетном периоде. Для перекачивающих станций  = 350 суток.

Т_о = 350/263,27 = 1,33 сут.

4 Расчет обвалования резервуаров

Резервуары объединяются в резервуарные парки. Каждые два резервуара вместимостью до 20000 м³ ограждают сплошным земляным валом или стеной, рассчитанной на гидростатическое давление разлившейся жидкости. Обвалование резервуаров производят в целях пожарной безопасности и охраны окружающей среды. Высота вала обвалования должна быть на 0,2 м выше расчетного уровня разлившихся нефти или нефтепродукта, но не менее 1 м, а ширина земляного вала по верху 0,5 м. Ширина основания вала с зависит от типа грунта.

Рисунок 4 - Сечение вала

Рисунок 5 - Схема обвалования двух резервуаров

Определяется высота вала обвалования

h = {V/[2·(a·b - (·D²/4)]}+ 0,2, м,

где

V

–

сумма объемов резервуаров, находящихся внутри обвалования, м3

V = 2·V·, м ³

V = 2·10950·0,95 = 20805,0 м ³

a

–

длина площадки внутри обвалования, м

а = 2·х + у + 2·D, м,

b

–

ширина площадки внутри обвалования, м

b = 2·х + D, м,

где

х

-

расстояние от стенки резервуара до подошвы ограждающего вала, м. Рекомендуется принимать равным половине диаметра резервуара ([2], стр.60-61)

х = D / 2 = 34,2/2 = 17,1 м

у

-

расстояние между стенками резервуаров, м. Принимается в зависимости от типа резервуаров и вида хранящегося продукта. Для резервуаров со стационарными крышами расстояние между стенками наземных вертикальных цилиндрических резервуаров равно 0,75 диаметра, но не более 30 м при хранении легковоспламеняющихся жидкостей ([6], стр. 21). Так как нефть – легковоспламеняющаяся жидкость – хранится в резервуарах со стационарной крышей, то у = 0,75· D

у = 0,75·34,2 = 25,65 м

а = 2·17,1 + 25,65 + 2·34,2 = 128,25 м

b = 2·17,1 + 34,2 = 68,40 м

(·D2/4)

–

сумма площадей оснований резервуаров, находящихся внутри обвалования, м2

(·D²/4) = 2·(·D²/4) = ·D²/2 = 3,14·34,2²/2 = 1836,33 м²

h = {20805,0/[2·(128,25·68,40 – 1836,33)]}+ 0,2 = 1,70 м